2019年云南电力市场化交易实施方案发布：鼓励交易电价与用电量大小、增长幅度、工业产品价格等进行联动

用户侧（含电力用户、售电公司）合约转让交易成交规则：当合约出让方申报价格小于等于合约受让方申报价格时成交，成交价格为合约出让方申报价格。合约出让方按申报价格从低到高顺序成交，合约受让方按申报价格从高到低顺序成交，当申报价格相同时按照申报时间从先到后顺序成交，申报价格及申报时间相同时按照申报电量等比例成交。

第三章 交易要求

第一节 基本要求

条 第八条 交易资格

完成市场准入的发电企业、电力用户、售电公司还需满足如下条件方能参与电力市场化交易：

（一）按时足额缴纳交易服务费、电费等费用；

（二）未因不良交易（履约）行为受限；

（三）满足电力市场信用管理有关要求；

（四）具备参与市场化交易的技术条件要求；

（五）符合电力市场交易相关政策要求。

条 第九条 交易单位

发电企业以厂为单位进行交易，电力用户以营销户号为单位进行交易，售电公司以公司为单位进行交易。

条 第十条 交割时段

日前电量交易的交割时段为自然日，其他交易的交割时段为自然月。

条 第十一条 交易电量

（一）电厂所有交易申报、成交均为上网侧电量。如果政府主管部门确定的优先发电计划为发电量，则按该厂上年实际平均厂用电率折算至上网侧。

（二）电力用户、售电公司所有交易申报、成交均为用电侧电量。

（三）电力直接交易申报电量的最小单位为 0.1 万千瓦时，其中采用双边协商方式交易时单笔合同（分月）申报电量不小于 10 万千瓦时；采用连续挂牌方式交易时，集中撮合阶段电厂可申报电量段数不高于 3 段，电力用户可申报电量段数为 1 段，售电公司可申报电量段数不高于其代理用户数，连续挂牌阶段按 10 万千瓦时的整数倍进行挂单申报，低于10 万千瓦时的只能全部电量一次性挂单。

（四）合约转让交易申报电量的最小单位为 0.0001 万千瓦时。

条 第十二条 交易价格

（一）交易价格为电厂上网侧的绝对价格（含环保电价、含税）。

（二）电力直接交易申报价格的最小单位为 0.001 元/千瓦时，合约转让交易申报价格的最小单位为 0.00001 元/千瓦

时。

（三）双边协商交易不进行限价。为保证有序竞争和市场稳定，考虑供需关系，对连续挂牌、自主挂牌等集中竞争方式的电力直接交易设置申报最低限价和最高限价，最低限价为 0.15 元/千瓦时，最高限价为 0.42 元/千瓦时。

（四）对参与电力市场化交易、执行峰谷电价的一般工商业用户，继续执行峰谷电价，市场化交易形成的价格为平

时段价格，峰谷电价浮动比例按有关政策规定执行。

第二节 交易约束

条 第十三条 发电能力

为促进发电企业合理交易，减小预测偏差风险，进一步提高合同履约率，根据交易开展进程分段设置合理的发电能力，发电企业累计可成交电量需满足发电能力的约束。发电企业的发电能力分为保证能力和准确能力两类。其中保证能力是综合历史发电量、一次能源预测等信息确定的可以大概率保证完成的分月发电能力，原则上一旦确定不再变化；准确能力是在月前根据次月一次能源供应、检修计划等最新信息确定的相对准确的发电能力，准确能力随月度交易信息披露同步给出和启用，准确能力正式启用后则相应月份的保证能力同步失效，交易组织过程中可根据需要对电厂准确能力进行合理调整。发电企业在交易过程中，实时获取最新的发电能力开展交易。

条 第十四条 电厂保证能力认定

（一）风电、光伏电厂原则上按不超过上年度同期各厂月度平均利用小时数的 80%确定保证能力，新投产风电、光伏电厂原则上按不超过同一地区已投产同类型电厂月度平均利用小时数的 80%确定保证能力。

（二）水电厂保证能力为综合多年同期平均来水，过去3 年同期上网电量、弃水电量，水库拉水计划等因素确定发电能力的 80%。

（三）火电厂保证能力结合火电存煤量和来煤计划、系统整体供需形势确定，原则上不超过其当前存煤量对应可发电量的 2 倍。

（四）新投电厂参照同一地区或同一流域已投产同类型电厂确定保证能力。

条 第十五条 电厂准确能力认定

（一）由政府主管部门确定大型年调节以上水库各关键节点时期内（枯水期末、平水期末、丰水期末、年末等）水位控制目标。

（二）用于计算水电准确能力的月度预计天然来水原则上不高于多年同期平均来水水平。

（三）对于具有年及以上调节性能水库或上游具有年及以上调节性能水库的水电厂，枯水期及平水期以全网清洁能源充分消纳且统调火电充分调减为前提，考虑系统平衡需求，以政府主管部门确定的枯水期及平水期末水位为目标，每月在交易信息披露时确认下月末控制水位，综合考虑天然来水和月度水位控制目标确定电厂准确能力。丰水期综合考虑期末控制水位和各月预计天然来水确定电厂准确能力。

（四）其他水电厂综合考虑来水预测、发电设备和电网设备检修等因素确定准确能力。其中，对于具有季调节性能的水电考虑需要拉水时，由调度机构明确水位控制目标。

（五）火电厂综合考虑电厂存煤、来煤计划以及系统整体供需情况确定准确能力。月度信息披露时公布次月全部火电厂最大可成交电量的总量约束，优先满足火电优先计划发电量、涉热机组发电量。

（六）风电、光伏电厂原则上按不超过上年同期各厂月度平均利用小时数来确定准确能力，新投产风电、光伏电厂原则上按不超过同一地区已投产同类型电厂月度平均利用小时数确定准确能力。按照优先发用电计划相关文件，风电场和光伏电厂 5-10 月全部上网电量为优先发电量，不参加市场化交易。

（七）新投电厂参照同一地区或同一流域已投产同类型电厂确定准确能力。

（八）准确能力认定时还需综合考虑过去 3 年同期上网电量、弃水（风、光）电量，电网、发电机组的检修和断面潮流约束等信息。

条 第十六条 用电需求

为促进用电企业合理交易，减小预测偏差风险，进一步提高合同履约率，根据交易开展进程分段设置合理的用电需求，电力用户、售电公司累计可成交电量需满足用电需求的约束。用电需求分为保证需求和准确需求两类。其中保证需求是综合历史用电量、用户生产计划等信息确定的可以大概率保证完成的分月用电需求，原则上一旦确定不再变化；准确需求是在月前根据次月用电计划、检修计划等最新信息确定的相对准确的用电需求，准确需求正式启用后则相应月份的保证需求同步失效。电力用户、售电公司在交易过程中，实时获取最新的用电需求开展交易。

条 第十七条 用户保证需求认定

（一）用户保证需求为过去 12 个月对应月份用电量的80%。

（二）售电公司保证需求为售电公司代理用户的保证需求之和。

条 第十八条 用户准确需求认定

（一）电力用户、售电公司每月信息披露前向交易中心申报下月用电需求，作为用户的准确需求约束。准确需求一旦启用，原则上不得修改。

（二）原则上电力用户、售电公司申报的月度用电需求不得低于保证需求，如确实低于保证需求的需要向交易中心

说明原因。

（三）未按时申报用电需求的电力用户、售电公司继续按保证需求进行交易约束。

（四）电力用户、售电公司申报用电需求的及时率、准确率纳入市场主体评价机制。

条 第十九条 电厂优先发电计划

交易中心根据政府主管部门确定的优先发用电计划安排原则，安排电厂分月优先发电计划，分为年度预分配、月度调整分配和最终分配三个阶段。

（一）年度预分配。交易中心在上年末根据西电东送年度分月计划、优先发用电量预测等信息，根据优先发用电计划分配原则，将优先发电计划按月分配给相关电厂，作为月度交易信息披露发布前的电力直接交易的约束边界条件。

（二）月度调整分配。交易中心根据西电东送月度计划、月度优先发用电平衡等信息，在年度预分配的基础上，根据优先发用电计划分配原则，对当月优先发电计划进行适当调整，并在月度交易信息披露中发布，作为月度交易信息披露发布后的电力直接交易的约束边界条件。如最终下达的西电东送月度正式计划与信息披露时采用的月度计划不一致，则按正式计划进行调整。

（三）最终分配。月度发电执行完成后，交易中心根据西电东送结算单，按照优先发用电计划分配原则，对月度优

先发电计划电量进行调整，形成最终分配电量，作为优先发用电计划的结算依据。

条 第二十条 电力直接交易能力约束

发电厂电力直接交易申报电量不能超过其保证能力或准确能力扣减优先发电计划分配电量、当前已成交电量、尚未发布成交结果但已申报成功的电量后的剩余能力。

电力用户、售电公司电力直接交易申报电量不能超过其保证需求或准确需求扣减当前已成交电量、尚未发布成交结果但已申报成功的电量后的剩余需求。