【电力行业】云南电力市场
化交易实施方案
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2017年云南电力市场化交易实施方案
为贯彻落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件的有关要求，依据《云南省进一步深化电力体制改革试点方案》（云发〔2016〕10号），在2016年云南电力市场化交易实施方案的基础上，结合云南电力系统运行实际，进一步完善市场结构和市场体系，特制定本方案。
本方案适用于云南省内所有发电企业、供电企业、用电企业及售电企业。省外及境外发电企业、售电企业、电力用户在具备条件时，按照本方案参与交易。
本方案分为四个部分：交易主体、市场交易、结算、其他事项。
一、 交易主体 （一）售电主体
售电主体为并入云南电网运行的所有电厂，分为优先电厂和市场化电厂。
优先电厂指由地调/县调调度的并网运行公用中小水电及其他类型电厂、2004年1月1日前已投产的并网运行公用水电厂（以该电厂第一台机组投运时间为准，下同）；市
场化电厂指风电场、光伏电厂、火电厂、2004年1月1日及以后投运由总调调度、省调调度、省地共调电厂。新投电厂按上述原则划分电厂类别。
优先电厂称为非竞争性售电主体，暂不参与市场化交易，市场化电厂称为竞争性售电主体，按本方案参与市场化交易和结算。市场化电厂须在电力交易中心进行注册。
售电主体的发电量分为优先发电量和市场化发电量，其中优先发电量含优先电厂的发电量、风电场和光伏电厂保居民电能替代电量、火电厂保障电网安全稳定运行所需电量、火电备用状态确认电量、供气所需电量及其他分配电量（相应电量按政府有关部门政策执行）、具有年调节能力及以上水库的水电厂调节电量；市场化发电量指市场化电厂优先发电量之外的所有发电量，通过市场化方式进行交易、结算。
风电场和光伏电厂的优先发电量根据居民电能替代需要的金额分月确定，月间滚动，年度平衡。其中，汛期风电、光伏电厂全部上网电量为优先电量，枯平期风电、光伏电厂按照上年度当月全网风电、光伏电厂平均利用小时数（风电、光伏电厂分别核算）的1/4折算的上网电量为优先电量，全年统筹平衡，剩余上网电量参与市场化交易。风电场和光伏电厂的优先发电量结算价格为竞争性售电主体月度集中撮合交易平均成交价，其他电量按市场化方式进行交易结算。
本方案中售电主体发电量特指用于结算的上网电量，调
试期电量不参与市场化交易。
（二）购电主体
购电主体指云南省内所有的电力用户和符合准入条件的售电公司，分为竞争性购电主体和非竞争性购电主体。
竞争性购电主体是指符合市场准入条件且在电力交易中心注册成功的用户（以下简称竞争性用户）和售电公司，按本方案参与市场化交易和结算；非竞争性购电主体是指一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用户、以及居民生活用户等优先购电用户和符合市场准入条件但未在交易中心注册的用户，非竞争性购电主体的用电量统称为优先购电量，由电网企业统一购电，暂不参与市场化交易。
竞争性用户市场准入条件：符合国家产业政策、环保安全、节能减排要求的全部专变工业用户（执行大工业电价的电量），同时根据市场需求及技术条件成熟逐步支持一般工商业参与市场化交易。
符合准入条件用户一旦进入电力市场，三个月内不能退出市场，可采用自行申报、供电单位代报、售电公司代理购电等方式参与市场化交易。凡是有交易成交记录的用户（包括售电公司代理用户）的用电量均按市场机制定价，不再执行目录电价；凡是无交易成交记录的用户由电网企业按照相关规定实施保底供电服务。
售电公司代理的用户必须是符合准入条件且在电力交
易中心注册的用户，用户一旦选择某个售电公司，全部市场电量通过售电公司购买，三个月内不能进行更改，不能退出市场。电费未按时缴清的用户、保证金和电费未按时缴清的售电公司，不得参与市场交易。
二、市场交易
云南电力市场遵循“省内需求优先、外送消纳次之”的总体原则开展交易，现阶段电力市场化交易分为中长期交易和短期交易。中长期交易开展年度交易和月度交易，短期交易开展日前电量交易。本方案中所有交易都是实物合约交易，各类交易的成交结果一经确认，不得更改。
（一）数据申报 1.售电主体
竞争性售电主体以厂为单位进行申报，售电主体的申报电价为上网侧的绝对价格，为含环保电价、含税的价格。
若火电厂有保障电网安全的运行机组，则分为保安全机组和非保安全机组两部分，分别进行申报。
2.购电主体
选择自行申报和委托供电单位代报的用户以户号为单位进行申报；选择售电公司代理购电的，售电公司根据其代理用户的用电需求整体申报月度交易，按户号申报日前电量交易。
购电主体的申报电价为上网侧的绝对价格，即：购电主
精编【电力行业】云南电力市场化交易实施方案
