2018年云南电力市场化交易实施方案变化解读-北极星售电网

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2018年云南电力市场化交易实施方案》(以下简称2018年交易方案)依据《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、《云南省进一步深化电力体制改革的试点方案》(云发〔2016〕10号)、《云南省售电侧改革实施方案》、国家发展改革委国家能源局《电力中长期交易基本规则(暂行)》等政策文件，传承我省近年来电力市场化交易的经验成果，结合我省实际情况，充分考虑电力市场建设发展需要、市场主体合理诉求和意见建议的基础上进行编制。

2018年交易方案保持2017年交易方案总体思路和交易模式不变，仍按照年度、月度、日为周期，采取双边协商、集中撮合、挂牌等方式组织市场化交易，维持市场连续稳定，但在实际操作层面上，优化完善组织流程，设计了更加合理的交易品种、偏差处理机制，简化和规范结算方式和流程，更加充分发挥市场对资源配置的决定性作用，进一步提高市场效率，保障市场公平规范。

一、明确了各类市场成员(包括各类发电企业、售电企业、电网企业、电力用户、电力交易机构、电力调度机构等)的权利和义务。

二、市场主体准入与交易权限方面

电厂、用户、售电公司准入范围与2017年相同，参与交易的权限方面有以下变化：

1、优化调整风电、光伏电厂参与交易月度：1至5月以及12月风电、光伏电厂不安排保居民电能替代电量，需参与市场化交易，6至11月风电、光伏电厂全部上网电量均安排为保障居民电能替代电量，不参与市场化交易。

2、符合准入条件的用户一旦注册进入电力市场，当年内不能退出市场，无论是否有交易成交电量，全部用电量均由市场机制定价，不再执行目录电价。

3、影响市场主体交易权限的情况主要有：

(1)电费、交易服务费未按时缴清的用户，保证金、电费、交易服务费未按时缴清的售电公司，交易服务费未按时缴清的电厂，不得参与市场化交易。

(2)月度用电量累计出现3个月低于其双边协商交易电量80%，或累计出现2个月低于其双边协商交易电量60%的用户和售电公司，不允许参加本年度后续月度双边交易，已签订的双边合同作废处理，并自行承担合同违约责任。

(3)交易中心根据市场主体交易行为评价和诚信记录相关管理规定，对市场主体的准入和交易业务权限等进行相应放开或限制。

三、交易规则方面

1、双边交易在维持年度、月度均可开展基础上，进行了优化和调整：

(1)月度双边交易可以签订申报后续若干月度的电量。

(2)增加了月度补充双边交易，经市场主体申请，交易中心可适时组织开展双边协商补充交易。

(3)年度双边和月度双边交易电量校核，明确了优先成交年度双边交易电量。

(4)双边合同互保，不再限定互保协议签订数量。

2、挂牌交易优化调整：设置了月度集中连续挂牌交易，购售双方同时挂牌摘牌，并引入时间排序，按照价格优先、时间优先原则连续即时成交，提高交易成交效率，并有助于破除价格联盟。

3、改进售电公司参与交易方式，赋予售电公司完全自主参与市场化交易的权限，且参与交易的方式更加高效和灵活，以便更好的为用户服务。售电公司作为市场主体可自主参与所有交易品种(包括双边交易、集中交易、日交易)，自主分配成交电量给代理用户，同时电量、价格分配方式更加灵活，通过预分和终分电量，减少售电公司偏差考核的风险。

4、对合约转让交易进行了丰富和改进，更加充分利用市场化机制解决市场主体电量偏差，取消强制干预措施，保障市场公平。

(1)电厂合约转让方式设置了自由协商、挂牌、同一发电集团合约转让三种交易方式，相比2017年增加了挂牌交易方式，取消了不平衡电量强制转让方式。

(2)增加了用户、售电公司也可进行事后合约转让交易，减少电量完成偏差。采取协商转让、挂牌转让两种交易方式。

5、辅助服务方面

(1)取消电厂上调服务报价，设置成交比，即电厂超发电量价格与超发电量比例挂钩，破除价格联盟和市场力，提高市场交易的效率和公平性。

(2)火电长期备用有效容量与存煤挂钩。当火电存煤预警级别达到红色时，月度长期备用容量补偿90%;因电煤供应、设备等原因未能按调度机构要求开机的火电厂，当月长期备用容量由调度机构进行统计后上报省工信委认定。

四、结算规则方面

1、考虑电厂事后合约转让交易周期较长，为缓解电厂电费资金压力，将电厂结算分为两步，电厂月度上网电量计量数据确定后，先进行预结算，并支付电厂电费，待偏差电量责任认定、合约转让交易结束后再进行清算，电费多退少补。

2、双边合同电量结算和考核。不再采用2017年双边一一对应的结算方式，与集中交易电量相同，2018年将购、售双方双边交易电量结算和考核解耦，对双方独立进行结算和偏差考核，减少市场主体交易成本和结算纠纷。并将双边交易与集中交易电量统一结算，不再区分结算先后顺序。

3、调整超发、超用结算价格。

(1)以月度集中交易(包括集中撮合和挂牌交易)中发电侧的加权平均成交价作为上调服务基准价格，电厂超发电量结算价格与成交比挂钩。超发价格=上调服务基准价格×电厂市场化电量成交比，其中成交比=电厂市场化成交电量/(电厂月度上网电量-优先发电计划)，成交比上限值为1，下限值为0.8。

(2)用户超用价格与电厂上调服务基准价格挂钩。超用价格=min{上年度统调电厂平均上网结算价格的1.2倍，上调服务基准价格1.2倍}。

(3)注册用户未参与交易或者成交电量为零的用户，所有用电量按上年度统调电厂平均上网结算价格的1.2倍结算。不再执行目录电价。

五、其他方面

1、增加地方电力、配电公司参与交易原则、地州区域内电力交易市场建设原则，探索建设有关交易模式，更好为我省和地方经济发展服务。

2、对信息披露的内容和要求进行了细化和明确，保障市场规范和透明;针对各类交易如双边协商、挂牌等为市场主体提供信息公示的平台，加强购售双方信息互通，减少交易成本。

3、加强市场风险防控，主要措施有：

(1)增加用户(售电公司)申报数据合理性校核，防止做空，减少用电偏差，以更好地反映市场真实情况;

(2)双边合同电量偏差考核与合同价格挂钩，防止不当获利;

(3)增加异常报价认定和处理条款，防止操作或控制市场价格;

(4)双边协商完成率控制。完成率达不到要求，则取消后续双边协商合同交易资格。

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