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

条 第二十一条 合约转让交易能力约束

（一）电厂侧事前合约转让交易能力约束合约出让方的可出让电量包括两类，第一类是发电厂由于不可抗力等因素预计无法完成的合约电量，由发电厂向交易中心提出申请，经交易中心认定后可进行转让；第二类是连续挂牌交易中发电厂被校核的电量。合约出让方申报的转让电量不得超过其最大可转让电量。

合约受让方的最大可受让电量不得超过其剩余能力×受让系数 K（0≤K≤1），受让系数暂取 0.5，交易中心可根据需要进行调整。

（二）用户侧事前合约转让交易能力约束

电力用户、售电公司由于不可抗力等因素预计无法完成的合约电量，可在规定时间内向交易中心提出申请，经交易中心认定后可进行转让。合约出让方申报的转让电量不得超过其最大可转让电量。

合约受让方的最大可受让电量不得超过其剩余需求。

（三）电厂侧事后合约转让交易能力约束

合约出让方的最大可出让电量为其少发电量。合约受让方的最大可受让电量为其超发电量。

（四）用户侧事后合约转让交易能力约束合约出让方的最大可出让电量为其少用电量。合约受让方的最大可受让电量为其超用电量。

条 第二十二条 西电东送月内交易能力约束在执行月的月内组织跨省跨区电力市场化交易时，发电厂的最大可申报电量不能超过该月剩余时段内预计的发电能力扣减当月尚未完成的合约电量后的剩余能力。

第四章 电力直接交易

第一节 双边协商交易

条 第二十三条 交易主体

具备交易资格的清洁能源电厂，涉热火电厂（涉热电量），1-6 月、11-12 月非涉热火电厂（或非涉热电量）可参与交易。具备交易资格的电力用户、售电公司。

条 第二十四条 交易标的物

交易组织时间之后某个月的发用电量，可以同时开展未来多个月的电量交易。

条 第二十五条 交割时间交易时确定的未来某个自然月。

条 第二十六条 交易时间某交割月的双边协商交易可持续开展，直至交割前一个月的双边协商交易关闸日。

条 第二十七条 双边协商方式

（一）线下协商

买卖双方自主联系、商定双边协商交易的交易时段、电量、价格等相关事项，形成双边交易意向。

（二）线上协商

市场主体通过交易系统的信息公示模块公布自身的要约信息，选择合适的交易对象，然后买卖双方自主商定双边

交易的交易时段、电量、价格等相关事项，形成双边交易意向。

条 第二十八条 双边协商交易组织流程

（一）电力交易系统开放双边协商交易市场。

（二）交易信息公示，包括但不限于联系方式、交割时段、交易电量、交易价格等信息。

（三）交易双方可通过线下协商确定交割时段、交易电量以及交易价格；也可通过交易系统信息公示模块进行线上协商，确定交割时段、交易电量以及交易价格。

（四）在交易申报时间内，售电主体在交易系统中申报、修改次月或者本年度后续多个月度的双边协商交易电量、电价，购电主体进行确认。

（五）在每月的双边协商交易关闸日，关闭次月的双边协商交易申报，后续其他月度的双边协商交易可继续申报、修改。

（六）对次月的双边协商交易电量进行用户侧的合理性复核，对超过用户侧准确需求的申报电量进行削减。由电力用户或售电公司在规定时间内填报电量削减方案，方案中被削减发电厂在规定时间内全部完成确认后，按削减方案进行电量削减，否则按照等比例原则削减对应电厂的次月双边协商交易电量。

（七）调度机构对次月的双边协商交易电量进行电厂侧校核。对被校核的电量，由发电厂在规定时间内填报电量削减方案，方案中被削减电力用户、售电公司在规定时间内全部完成确认后，按削减方案进行电量削减，否则按照等比例原则削减对应电力用户、售电公司的次月双边协商交易电量。

（八）调度机构校核后的电量为双边协商交易最终成交结果，作为执行和结算依据，由交易中心统一发布。

（九）交易中心开放双边协商交易价格调整模块，由售电主体填报经双方协商一致后的合约价格，购电主体进行确认生效。价格调整的幅度不超过市场均价的 5%。若未填报或未经确认，则执行交易合同中原价格。双边交易价格调整开始和结束时间以电力交易中心信息披露为准。

条 第二十九条 双边交易合同解约

存在以下情况的，可对已签订的双边交易合同进行解约：

（一）双边交易合同双方协商一致，可向交易中心申请解约。

（二）因双边交易合同履约率低，导致取消双边交易权限需要解约的，由交易中心通知合同双方后进行解约。

（三）双边交易合同一方由于客观原因，无法完成交易电量确实需要解约，但合同另一（多）方不同意的，可向交易中心申请调解，由交易中心出具最终的协调结果。

非不可抗力造成的双边交易合同无故解约，纳入市场主体评价机制。

第二节 连续挂牌交易

条 第三十条 交易主体

具备交易资格的清洁能源电厂，涉热火电厂（涉热电量），1-6 月、11-12 月非涉热火电厂（或非涉热电量）可参与交易。

具备交易资格的电力用户、售电公司。

条 第三十一条 交易标的物次月的发用电量。

条 第三十二条 交割时间

交易组织时间的下一个自然月（次月）。

条 第三十三条 交易时间

在月度交易信息披露之后开展，至连续挂牌交易关闸日。

条 第三十四条 连续挂牌交易组织流程

（一）电力交易系统开放连续挂牌交易市场。

（二）交易信息公示。在信息公示时间内，有需求的买方和卖方在交易系统中公示挂牌电量、电价，挂牌电量上限为月度准确能力或准确需求扣减前序交易成交电量后的剩余电量，电价受最高、最低限价的约束。公示的电量作为连续挂牌交易的成交上限，公示的电价仅作为参考。未参与公示的市场主体无法参与后续的连续挂牌交易。根据实际运行情况，交易中心可取消交易信息公示环节。

（三）集中撮合申报阶段。在规定时间内买卖双方申报交易电量、价格。

（四）集中撮合成交结果发布阶段。集中撮合结束后，通过交易系统撮合并发布交易成交结果。

（五）连续挂牌阶段。集中撮合交易结果发布后，开启连续挂牌阶段，买卖双方同时填报下单，每单一量一价，可申报电量上限为公示电量扣减集中撮合阶段、连续挂牌阶段已成交电量后的剩余电量。当剩余电量大于 10 万千瓦时（含），每段申报电量必须大于 10 万千瓦时（含）；当剩余电量小于 10 万千瓦时，全部剩余电量仅能单段申报。在交易过程中可随时新增申报或撤销未成交申报，当申报数据发生变动时，按连续挂牌交易规则即时匹配成交。

（六）调度校核。连续挂牌交易关闸后交易中心将连续挂牌交易电厂侧成交结果提交调度机构进行校核。调度机构校核未通过的电量可参与电厂侧事前合约转让交易。调度校核不影响用户侧成交结果。

第三节 日前电量交易

条 第三十五条 交易主体

具备交易资格的清洁能源电厂，涉热火电厂（涉热电量）。

满足日计量要求的用户自愿向交易中心提出日电量交易申请，审核通过方可参与；售电公司服务用户有日电量交易资格时，才能参与日电量交易。

条 第三十六条 交易标的物

下一个自然日的发用电量，若遇节假日则可交易多个自然日的电量，具体以交易中心信息披露为准。

条 第三十七条 交割时间交易时确定的某个自然日。

条 第三十八条 交易时间工作日开展。

条 第三十九条 交易方式

日前电量交易采用连续挂牌交易方式。交易中心可根据需要，按集中撮合、连续挂牌两个环节均组织交易，或选取其中一个环节组织交易。

条 第四十条 交易约束

电力用户、售电公司月度累计可成交的日交易电量不得超过其月度准确需求扣减当月已成交电量后的剩余电量。

条 第四十一条 调度校核

日前电量交易结束后，将交易结果送调度机构校核，校核结果作为调度机构执行依据，不影响用户侧成交结果。

第四节 火电调节价格和备用能力申报条 第四十二条 火电市场化电量调节价格申报1 至 6 月，11 至 12 月各火电厂需要按月申报市场化电量调节价格。每个火电厂申报一个市场化电量调节价格。市场化电量调节价格申报下限为 0 元/千瓦时，上限为 0.1008 元/千瓦时。缺省市场化调节价格为 0 元/千瓦时。

主汛期（7 至 10 月）市场化电量调节价格为 0 元/千瓦时，不进行申报。

交易中心按照火电厂申报的市场化电量调节价格从低到高的顺序进行排序，申报调节价格相同的火电厂由交易系统综合考虑发电标准煤耗等因素按照随机排序确定其序位，形成火电市场化电量调节价格排序表，排序靠前的校核时优先成交。

条 第四十三条 火电备用能力申报

备用能力为火电厂实际发电能力扣减优先发电计划电量和市场化交易成交电量后剩余发电能力，在电力供应紧张或系统安全运行需要导致系统出现电量缺口时，可调用火电备用能力发电，平衡系统电量缺口，保障电力供应。被调用的火电发电量称为平衡缺口电量。

1 至 6 月、11 至 12 月月度交易结束后火电厂在交易平台申报备用能力，同时申报备用调节价格。

火电厂备用能力可分段申报，分段数不大于机组台数，每段申报一个备用能力和一个备用调节价格，每段申报的备用调节价格不得相同。每段备用能力不低于最小开机电量。

备用调节价格申报设置上下限，下限为 0 元/千瓦时，上限为 0.1008 元/千瓦时。缺省备用能力为零。缺省备用调节价格为 0.1008 元/千瓦时。

7至10月月度交易结束后火电厂在交易平台申报备用能力，不申报备用调节价格，备用调节价格为零。

条 第四十四条 备用能力和备用调节价格申报结束后，交易系统按照各火电厂（分段）申报的备用调节价格从低到高的顺序对火电厂申报的（分段）备用能力进行排序，形成缺口电量调用序位表。申报备用调节价格相同时，由交易系统综合考虑发电标准煤耗等因素按照随机排序确定顺序。

节 第五节 小水电交易

条 第四十五条 除保山、文山、怒江、迪庆、丽江、德宏、临沧（沧源、永德、镇康）等七个电价体系相对独立的州市外，其他州市地调、县调调管的 110 千伏及以上电压等级并网运行公用水电厂简称小水电。小水电可选择自主交易、售电公司代理交易、交易中心统一挂牌交易中的一种进入市场参与交易。上年末小水电确定交易方式，交易方式一旦选定，全年不得更改。

条 第四十六条 自主交易。小水电自主参与电力直接交易、合约转让交易，成交电量和价格通过市场竞争形成。

条 第四十七条 售电公司代理交易。售电公司代理小水电全年的全部上网电量，代理小水电的电量总和不得超过售电公司服务用户的用电需求。具体交易流程如下：

（一）售电公司与小水电签订代理协议，确定全年分月的电量和价格，此成交电量和价格作为售电公司的购电成交合约，参与后续的事前合约转让交易、零售电量预分配。售电公司的用电能力（含保证能力，准确能力）优先扣除代理的小水电上网电量后，剩余电量方可参与其他交易。

（二）待月度发用电结束后，售电公司该月与小水电的最终成交电量调整为小水电实际上网电量。售电公司按实际成交的电量进行事后合约转让交易、零售电量最终分配。

条 第四十八条 交易中心统一挂牌交易。交易中心汇总参与统一挂牌交易小水电的电量信息，确定分月电量比例。交易中心将年度总电量、分月电量比例统一挂牌，自主交易的电力用户和售电公司摘牌。当电力用户、售电公司摘牌电量之和小于等于挂牌年度总电量时，按申报摘牌电量进行成交；当电力用户、售电公司摘牌电量之和大于挂牌年度总电量时，按申报摘牌电量等比例分配挂牌年度总电量进行成交。电力用户、售电公司的成交电量为年度电量，分月电量比例与挂牌比例一致，成交价格为当月上调服务基准价格扣减 0.005 元/千瓦时。

第六节 节 西电东送网对网交易

条 第四十九条 广州电力交易中心确定西电东送网对网交易电量规模后，昆明电力交易中心按照政府主管部门确定的承接电厂范围、分配原则直接分配或组织挂牌交易。