《2017年云南電力市場化交易實施方案》印發

2017-04-01 21:58:22 北極星售電網　點擊量：評論 (0)

從云南省工業和信息化委員會獲悉，為貫徹落實《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）及其配套文件的有關要求，依據《云南省進一步深化電力體制改革試點方案》（云發〔2016〕

從云南省工業和信息化委員會獲悉，為貫徹落實《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）及其配套文件的有關要求，依據《云南省進一步深化電力體制改革試點方案》（云發〔2016〕10號），在2016年云南電力市場化交易實施方案的基礎上，結合云南電力系統運行實際，進一步完善市場結構和市場體系，《2017年云南電力市場化交易實施方案》印發。

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云南省工業和信息化委云南省發展和改革委云南省能源局關于印發2017年云南電力市場化交易實施方案的通知

各州市工業和信息化委，發展和改革委(能源局)，昆明電力交易中心，各有關企業：

經省人民政府同意，現予印發《2017年云南電力市場化交易實施方案》，請遵照執行。

省工業和信息化委員會

省發展和改革委員會

省能源局

2017年3月6日

附件：

2017年云南電力市場化交易實施方案

為貫徹落實《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）及其配套文件的有關要求，依據《云南省進一步深化電力體制改革試點方案》（云發〔2016〕10號），在2016年云南電力市場化交易實施方案的基礎上，結合云南電力系統運行實際，進一步完善市場結構和市場體系，特制定本方案。

本方案適用于云南省內所有發電企業、供電企業、用電企業及售電企業。省外及境外發電企業、售電企業、電力用戶在具備條件時，按照本方案參與交易。

本方案分為四個部分：交易主體、市場交易、結算、其他事項。

一、交易主體

（一）售電主體

售電主體為并入云南電網運行的所有電廠，分為優先電廠和市場化電廠。

優先電廠指由地調/縣調調度的并網運行公用中小水電及其他類型電廠、2004年1月1日前已投產的并網運行公用水電廠（以該電廠第一臺機組投運時間為準，下同）；市場化電廠指風電場、光伏電廠、火電廠、2004年1月1日及以后投運由總調調度、省調調度、省地共調電廠。新投電廠按上述原則劃分電廠類別。

優先電廠稱為非競爭性售電主體，暫不參與市場化交易，市場化電廠稱為競爭性售電主體，按本方案參與市場化交易和結算。市場化電廠須在電力交易中心進行注冊。

售電主體的發電量分為優先發電量和市場化發電量，其中優先發電量含優先電廠的發電量、風電場和光伏電廠保居民電能替代電量、火電廠保障電網安全穩定運行所需電量、火電備用狀態確認電量、供氣所需電量及其他分配電量（相應電量按政府有關部門政策執行）、具有年調節能力及以上水庫的水電廠調節電量；市場化發電量指市場化電廠優先發電量之外的所有發電量，通過市場化方式進行交易、結算。

風電場和光伏電廠的優先發電量根據居民電能替代需要的金額分月確定，月間滾動，年度平衡。其中，汛期風電、光伏電廠全部上網電量為優先電量，枯平期風電、光伏電廠按照上年度當月全網風電、光伏電廠平均利用小時數（風電、光伏電廠分別核算）的1/4折算的上網電量為優先電量，全年統籌平衡，剩余上網電量參與市場化交易。風電場和光伏電廠的優先發電量結算價格為競爭性售電主體月度集中撮合交易平均成交價，其他電量按市場化方式進行交易結算。

本方案中售電主體發電量特指用于結算的上網電量，調試期電量不參與市場化交易。

（二）購電主體

購電主體指云南省內所有的電力用戶和符合準入條件的售電公司，分為競爭性購電主體和非競爭性購電主體。

競爭性購電主體是指符合市場準入條件且在電力交易中心注冊成功的用戶（以下簡稱競爭性用戶）和售電公司，按本方案參與市場化交易和結算；非競爭性購電主體是指一產用電，三產中的重要公用事業、公益性服務行業用戶、以及居民生活用戶等優先購電用戶和符合市場準入條件但未在交易中心注冊的用戶，非競爭性購電主體的用電量統稱為優先購電量，由電網企業統一購電，暫不參與市場化交易。

競爭性用戶市場準入條件：符合國家產業政策、環保安全、節能減排要求的全部專變工業用戶（執行大工業電價的電量），同時根據市場需求及技術條件成熟逐步支持一般工商業參與市場化交易。

符合準入條件用戶一旦進入電力市場，三個月內不能退出市場，可采用自行申報、供電單位代報、售電公司代理購電等方式參與市場化交易。凡是有交易成交記錄的用戶（包括售電公司代理用戶）的用電量均按市場機制定價，不再執行目錄電價；凡是無交易成交記錄的用戶由電網企業按照相關規定實施保底供電服務。

售電公司代理的用戶必須是符合準入條件且在電力交易中心注冊的用戶，用戶一旦選擇某個售電公司，全部市場電量通過售電公司購買，三個月內不能進行更改，不能退出市場。電費未按時繳清的用戶、保證金和電費未按時繳清的售電公司，不得參與市場交易。

二、市場交易

云南電力市場遵循“省內需求優先、外送消納次之”的總體原則開展交易，現階段電力市場化交易分為中長期交易和短期交易。中長期交易開展年度交易和月度交易，短期交易開展日前電量交易。本方案中所有交易都是實物合約交易，各類交易的成交結果一經確認，不得更改。

（一）數據申報

1.售電主體

競爭性售電主體以廠為單位進行申報，售電主體的申報電價為上網側的絕對價格，為含環保電價、含稅的價格。

若火電廠有保障電網安全的運行機組，則分為保安全機組和非保安全機組兩部分，分別進行申報。

2.購電主體

選擇自行申報和委托供電單位代報的用戶以戶號為單位進行申報；選擇售電公司代理購電的，售電公司根據其代理用戶的用電需求整體申報月度交易，按戶號申報日前電量交易。

購電主體的申報電價為上網側的絕對價格，即：購電主體申報電價=購電主體意愿電度價格-輸配電價-線損電價-基金及附加，其中線損電價=基準價×綜合線損率/(1-綜合線損率)，雙邊協商交易按合同約定的上網價格作為線損電價計算基準價，集中撮合、掛牌交易按上月集中撮合交易平均成交價作為線損電價計算基準價。

3.申報數據約束

購、售電主體申報電量的最小單位為0.1萬千瓦時，申報電價的最小單位為0.001元/千瓦時；合約轉讓交易中，電廠各月申報電量的最小單位為0.0001萬千瓦時，申報電價的最小單位為0.00001元/千瓦時。除年度和月度雙邊協商交易外，為保證有序競爭，考慮2017年供需關系，設置申報最低限價和最高限價，最低限價暫定為0.13元/千瓦時，最高限價暫定為0.42元/千瓦時。鼓勵全年增加用電，尤其是汛期多消納水電。2017年1—4月以2016年1—4月用電平均值為基數，超基數用電部分不設最低限價；2017年5—12月以2016年5—12月用電平均值為基數，超基數用電部分不設最低限價。

各電廠在某交易環節申報電量<=確認的發電能力-已成交電量-優先發電量-協議內西電東送分配電量×折算系數，為保證未分配協議內西電東送電量電廠與分配了協議內西電東送電量電廠公平參與省內電量市場，按月設置折算系數，折算系數=除火電外市場化電廠總發電能力/（協議內西電東送總分配電量+協議外西電東送預計增送電量+省內市場化電量預測值）。火電廠增加申報最小開機電量（單臺機組按最低技術出力運行7天電量）。若火電廠（除有在運機組及當月計劃開機機組外）累計成交電量低于申報的最小開機電量，則不成交。

經省級及以上相關部門或監管機構認定，某交易過程中售電主體或購電主體存在串謀或惡意報價行為并造成嚴重后果的，該部分售電主體成交電量按月度集中撮合交易最低價0.9倍結算，該部分購電主體成交電量按上年度統調電廠平均上網結算價格的1.1倍與月度集中撮合交易電廠最高成交價格的1.1倍中的較大值結算。

4.售電公司電量分配

售電公司在電力交易中心辦理代理用戶購電手續時，須將售電公司與用戶簽訂的合同交至電力交易中心備案，并依據雙方合同按規定模板在交易平臺填寫售電公司向用戶售電的合約價格等信息。

售電公司在月度交易成交結果公布后的第一個工作日內，須將月度各類交易成交電量、成交價格按戶號預分給其代理用戶并在交易系統中填報。若未進行預分，則默認為月度成交電量、加權平均成交價格平均分配給代理用戶。

各售電公司須動態跟蹤代理用戶用電情況，在用電月結束后的三個工作日內按戶號在交易系統中填報各代理用戶最終分配的月度成交電量、成交價格，電力交易中心據此對用戶進行結算和考核；若售電公司未填報各用戶按戶號最終分配的月度成交電量和價格，則按用戶各戶號實際用電量的比例將售電公司的月度成交電量、加權平均成交價格分配給代理用戶，其中代理參與日交易用戶的各戶號預分成交電量為最終分配的成交電量，不能更改。

5.年度發用電需求預測申報

每年12月份，競爭性售電主體和競爭性購電主體須向電力交易中心申報次年各月的發電能力預測和用電需求預測。

（二）年度（多年）交易

電力交易中心根據交易主體需求按雙邊協商的方式組織年度交易，每年12月份開放一次年度交易，交易主體雙邊可簽訂一年或多年雙邊交易合同。

1.交易主體

競爭性用戶，競爭性售電主體中的水電廠、風電場、光伏電廠。

2.信息公示

滿足條件的交易主體可在電力交易平臺公示雙邊交易需求的電量、價格及聯系方式等信息，其中電量、價格分月明確。交易主體在交易系統中填報信息即為同意向所有市場主體公開，是否進行信息填報由交易主體自行決定，不影響雙邊合同簽訂和備案。

3.合同簽訂和合同備案

購、售電主體協商確定年度（多年）分月的交易電量和價格后，由售電主體在交易時間內在交易系統中填報，購電主體在交易時間內進行確認，在交易系統形成初步的年度（多年）交易合同。經調度機構安全校核后形成初始成交結果，交易雙方根據初始成交結果簽訂標準的年度（多年）交易雙邊合同，并交由電力交易中心備案。購、售電主體雙方簽訂標準的年度（多年）交易雙邊合同時，不得自行更改經調度機構安全校核后形成的初始成交結果。

4.月度安全復核

調度機構在月度集中撮合交易開始前，對電廠年度（多年）雙邊合同的次月電量進行安全復核，并以月度安全復核后的電量作為最終成交結果。

電廠雙邊合同電量不超過按裝機等比例原則所分配的電力外送通道平均送電能力。電廠雙邊合同電量因安全復核被調減時，用戶側按等比例原則調減雙邊合同電量，電廠與用戶應在雙邊合同中明確按照調度安全校核后的成交電量作為月度雙邊合同電量執行。

5.雙邊合同月度確認

月度最后一個工作日前，交易主體可對年度（多年）雙邊合同的下月價格進行協商調整，分月電量不可進行調整。分月價格調整流程如下：由售電主體在交易系統填報經協商調整后的價格，購電主體進行確認生效。若未填報或未經確認，則交易系統默認為年度（多年）交易合同中的分月價格。

（三）優先電量月度平衡

月度交易前，交易機構應會同調度機構對月度優先發電量、優先購電量進行電力電量平衡預測分析。

優先發電量=優先電廠的發電量+風電場和光伏電廠保居民電能替代電量+火電廠保障電網安全穩定運行所需電量+火電備用狀態確認電量+供氣所需電量及其他分配電量（相應電量按政府有關部門政策執行）+具有年調節能力及以上水庫的水電廠調節電量；優先購電量=優先購電用戶用電量+符合市場準入條件但未交易的用戶用電量。

優先發電量大于優先購電量時，偏差部分由框架協議內西電東送電量進行平衡。優先發電量小于優先購電量時，偏差部分由交易中心組織省內優先購電量掛牌交易。

（四）框架協議內西電東送電量分配

平衡優先發電量后，剩余的框架協議內西電東送電量作為計劃性電量，根據電力主管部門有關分配政策安排，電力交易中心按要求執行。

電力交易中心按照按框架協議內西電東送電量送出價格扣減輸配電價、線損電價對框架協議內西電東送分配電量進行結算。