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1、2015年云南电力市场化交易实施细则1、总则为促进富余电力消纳，优化资源配置，规范云南电力市场交易工作，实现电力交易的公开、公平、公正，确保云南电网安全稳定运行，根据2015年云南电力市场化工作方案以及国家有关规定，结合云南电网实际情况，制定本细则。 本细则适用于所有参加2015年云南电力市场交易的市场主体。2、定义 2.1省内电量交易市场是指云南省内工业企业与发电企业的市场化电量交易。 2.2清洁能源交易市场是指为保证水能充分合理利用而进行的水电与火电电量置换交易。 2.3 清洁能源交易最小置换电量是指在电网安全稳定运行、可靠供电的情况下，清洁能源最大化吸纳时需要进行的水火置换电量。 2.4
2、 西电东送增量交易市场是指除西电东送框架协议外增送电量的市场化交易。3、职责3.1售电主体主要职责：3.1.1售电主体执行并网调度协议，服从电力调度机构统一调度；3.1.2售电主体组织好电厂生产，保障市场化交易电量的完成；3.1.3按本细则进行电力市场化交易。3.2 购电主体主要职责：3.2.1购电主体执行云南省电力用户安全用电管理办法等安全用电规章制度；3.2.2购电主体组织好生产，保障市场化交易电量的完成；3.2.2按本细则进行电力市场化交易。3.3输配电主体的主要职责：云南电网有限责任公司作为输配电主体，以电网安全稳定为前提，公平、无歧视开放电网，为云南电力市场交易主体提供输配电服务，不
3、断提高服务质量。3.4电力交易机构的主要职责：负责组织市场化交易、建立交易技术支持系统平台、负责安全校核、电量计划执行和组织交易结算。4、市场交易内容与方法 4.1市场主体 4.1.1购电主体包括云南省内符合国家产业政策和环保、节能减排要求的全部专变工业用户（包括中小微企业）和西电东送购电主体。 4.1.2售电主体包括220kV及以上电压等级并网的全部火电厂、参与2014年市场化交易的水电厂以及2004年1月1日后投产且220kV及以上电压等级并网的所有水电厂，跨境电厂和溪洛渡电厂待具备条件后再行明确。 4.1.3输配电主体为云南电网有限责任公司。 4.2交易模式 4.2.1 2015年云南电
4、力交易市场采用集中撮合模式、发电权交易、挂牌交易、直接交易四种交易模式。 4.2.2省内电力交易市场采用直接交易模式、集中撮合模式、挂牌交易模式。 4.2.3清洁能源交易市场采用发电权交易模式，采取自由协商、挂牌交易、政府协调三级交易方式。 4.2.4西电东送增量交易市场采用挂牌交易模式。 4.2.5六地州（迪庆、德宏、怒江、丽江、文山、临沧）范围内地调及以下调度电厂与本区域范围内用户首先采用价差传递模式进行交易，交易后富余电量在确保电力送出通道安全情况下进行竞争。 4.2.6按照“省内需求优先、外送消纳次之”、“市场交易优先、政府协调次之”的总体原则组织各种交易模式下的电力交易。 4.3交易
5、规模 4.3.1基数电量 4.3.1.1 购电主体基数电量（1）电解铝行业的基数电量。云铝以2014年基数电量作为2015年基数电量,其他电解铝2015年基数电量以云铝2014年基数电量占全年电量比重相同确定。（2）其他行业的基数电量。用户2015年分月基数电量按下述公式计算：用户2015年月度基数电量=（2014年大工业用电量-2014年市场化电量）/12 ，若2014年未参与市场化交易则公示中2014年市场化电量取0。 4.3.1.2 售电主体基数电量（1）年度基数电量分配2014年10月后投产且220kV以上并网的电厂不分配基数电量。昆明电厂有供热需求，全年按单机20万千瓦（16万基本负
6、荷+4万供热负荷）安排发电。2014年已参与市场化交易但在2004年以前投产的大朝山电厂基数电量按2014年基数电量分配。除上述电厂外其他所有参与市场化水电厂和火电厂按装机容量等比例分配原则确定年度基数电量。基数电量计算方法是：基数电量折算利用小时 =（市场总需求预计电量折算到发电侧 -风电及光伏电厂发电量-不参与市场化交易所有水电及其他小电电量-参与市场化交易预计电量-昆明电厂、大朝山电厂基数电量）/（所有参于市场化电厂装机容量-昆明电厂装机容量-2014年10月后投产且220kV以上并网的电厂装机容量-大朝山电厂装机容量）。（2）年度基数电量月度分配原则水电厂年度基数电量月度分配按各水电厂
7、充分参与系统优化调度的月度发电能力比例分配。火电厂年度基数电量月度分配在汛期按保证电网供电安全及水电充分吸纳基础上安排，其他基数电量安排在枯期，总体上保证各电厂之间在丰、平、枯季节利用小时数相当。各电厂因机组故障检修、缺煤等自身原因未能保证当月基数电量完成，在后期不予增补；因其他客观原因（如来水偏枯、电网检修等），交易机构按月跟踪调整尽可能完成年度基数电量。4.3.2市场化电量4.3.2.1 购电主体超基数用电量均可参与市场化交易。4.3.2.2符合准入条件的售电主体超基数上网电量均可参与市场化交易。 4.3.2.3原则上火电厂可参与清洁能源交易的电量为火电在集中撮合交易中的成交电量,火电厂基
8、数电量在保证电网安全稳定运行外电量也可参与清洁能源交易。4.4市场交易规则及流程4.4.1省内电量交易市场 符合市场准入条件的购电主体和售电主体可参与省内电量交易市场。省内电量交易市场年度采用直接交易、集中撮合交易，每个市场主体只能选择参与一种交易模式；月度采用集中撮合交易、挂牌交易模式。4.4.1.1直接交易规则及流程4.4.1.1.1直接交易规则 电力用户与发电企业用户按照云南省电力用户与发电企业直接交易试点方案（云发改能源20141188号）等相关直接交易政策，自主协商直接交易电量、电价及负荷曲线，形成直接交易初步结果后，在电力交易平台上进行填报，并经安全校核和相关方确认后形成的交易结果
9、。4.4.1.1.2 直接交易流程 4.4.1.2 集中撮合交易规则及流程4.4.1.2.1竞价申报规则售电主体（以下简称电厂）售电申报价等于国家批复的上网电价与调价幅度之差。购电主体（以下简称用户）购电申报价等于平时段目录电价与调价幅度之差。平时段目录电价以最高用电电压等级对应的平时段目录电价为准，若最高用电电压等级存在多个电价，则为主计量点对应的平时段目录电价。（1）年度申报规则各购售电主体在年度交易申报开放时段内申报全年各月的电量及电价。电厂各月申报的最小电量为0.1万千瓦时，申报调价幅度以0.03元/千瓦时为梯度。用户各月申报的最小电量为0.1万千瓦时，申报调价幅度以0.01元/千瓦时
10、为梯度。参与集中撮合交易的市场主体必须进行年度申报，若不进行年度申报，则默认该市场主体退出集中撮合交易，不能进行集中撮合交易月度申报。（2）月度申报规则各购售电主体在月度交易申报开放时段内申报交易月的电量及电价，申报电量、电价均可在年度申报的基础上进行调整。售电主体月度申报电量只能在年度当月申报电量的正负20%内进行调整，申报电价可视实际情况进行调整。售电主体完成年度申报当月电量后才可参与西电东送增送市场。购电主体月度申报电量、电价可视实际需求进行调整。购电主体的申报月为账务月，售电主体与购电主体对应的申报月为自然月。4.4.1.2.2 集中撮合原则计算所有购、售电方之间每笔申报价折算后的价差
11、（价差=购电申报价-输配电价（含线损）、政府基金-售电申报价），按照价差从大到小排序价差小于零的不能成交，不参与排序。根据价差排序，从价差最大的一对购电方和售电方开始撮合，价差大的优先成交，价差相同时，按照申报电量比例成交。各购、售电主体成交电价为同为正向或负向才能成交。1. 一个电厂与多个用户价差相同当电厂申报大于（或等于）多个用户申报合计时，按用户申报成交；当电厂申报小于多个用户申报合计时，按照用户申报比例分配电厂申报成交。1. 一个用户与多个电厂价差相同当用户申报大于（或等于）多个电厂申报合计时，按电厂申报成交；当用户申报小于多个电厂申报合计时，按照电厂申报比例分配用户申报成交。1. 多
12、个用户与多个电厂价差相同电厂申报电价低者优先成交，当电厂申报电价相同时，申报时间早优先成交。 4.4.1.2.3安全校核原则1. 电厂安全校核将无约束的撮合交易结果送至调度进行安全校核，若无约束的撮合交易结果通过调度安全校核，则是确认为符合调度安全约束的撮合交易结果；若无约束的撮合交易结果不能满足调度安全校核，当电厂电量超过通道容量时，将根据通道情况调减竞价电量。（2）梯级上下游水量匹配校核存在梯级上下游关系的水电厂需进行梯级上下游水量平衡校核。若下游电站发电安排初步计划大于上游电站发电安排初步计划对应发电水量加上梯级区间来水对应发电能力，直接按水量匹配原则调减下游发电计划。若下游电站发电安排
13、初步计划小于上游电站发电安排初步计划对应发电水量加上梯级区间来水对应发电能力。上游电站水库尚有一定调蓄能力，协调上游电站在不弃水的前提下适当调减发电量。上游电站水库已无调蓄能力，下游电站应进行发电权交易，满足梯级水量平衡电量需求，若下游电站无法与其它统调水电或火电成功进行发电权交易，按有关原则安排下游电站弃水。（3）弃水风险校核按照国家及省委省政府相关部门有关水库安全、防洪及兴利的规定要求，首先对申报电量进行弃水风险校核，如不能满足有关水库安全、防洪及兴利的规定要求或发生不合理弃水的，应重新安排申报。其次，对水电厂竞价结果进行弃水风险校核，若系统仍有弃水时，在月度竞价中安排水火电置换。（4）用
14、户安全校核供电局在市场竞价之前向调度机构提交用户的供电线路在交易期间的供电容量及检修计划。调度机构根据各用户供电线路的检修情况对用户电量进行安全校核。 4.4.1.2.4安全校核后撮合用户、电厂安全校核后的竞价电量，需按照价差优先及相关安全校核原则进行重新撮合形成最终撮合成交结果。4.4.1.2.5 集中撮合结果年度集中撮合交易形成的年度集中撮合交易结果仅为各购售电主体调整月度报价策略作参考。月度撮合交易形成的最终撮合结果为正式结果，是交易结算的基础。4.4.1.2.6交易流程集中撮合交易流程如下图所示： 4.4.1.3挂牌交易规则及流程 4.4.1.3.1挂牌交易规则挂牌交易仅在月度进行，符
15、合准入条件的水电厂可以参与省内电量市场的挂牌交易。月度用户在电力交易平台上挂出需求电量和电价；售电主体进行申报摘牌电量。按电厂申报电量的比例进行成交。4.4.1.1.2 挂牌交易流程4.4.2清洁能源交易市场清洁能源交易市场仅在月度采用发电权交易模式进行交易。4.4.2.1交易规则4.4.2.1.1交易机构事先公布当月各火电厂竞价成交电量、各火电厂参与清洁能源交易的最小置换电量Q最小置换。最小置换电量必须在清洁能源交易中完成。当没有弃水时，火电厂竞价成交电量可以自己发电，可不用进行清洁能源交易。4.4.2.1.2 采用三级交易方式进行水火置换交易若公布的火电厂参与清洁能源交易的Q最小置换小于或等于火电厂在集中撮合交易中的成交电量，则火电厂的一部分撮合成交电量（等于Q最小置换）必须参与清洁能源交易，保证最小置换电量的完成，火电厂的基数电量可自愿参与清洁能源交易；若公布的火电厂参与清洁能源交易的Q最小置换大于火电厂在集中撮合交易中的成交电量Q撮合成交，则火电厂的一部分基数电量（等于Q最小置换减去Q撮合成交）必须参与清洁能源交易，保证最小置换
