云南电改综合试点将去往何方？输配售主体或将调整？

　　附件1

　　2015年云南电力市场化工作方案

　　为充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，结合我省电力运行的实际，在总结2014年汛期富余水电市场化消纳经验基础上， 进一步健全和完善市场机制，按照对全省工业大、中、小微企业公平开放的原则，制订了2015年云南电力市场化工作方案。

　　一、基本原则

　　坚持节能公平共同发展原则。坚决贯彻国家节能减排战略，坚决执行国家及云南省节能发电调度政策，优先吸纳可再生能源，充分发挥云南资源优势，促进节能减排和电力产业结构优化升级。积极构建公平开放、公平竞争、公开透明、互利共赢、共同发展的电力市场。

　　坚持安全发展原则。遵循电力运行规律，统一部署、循序渐进，参与各方服从调度安排，满足调度安全校核要求，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，降低电力系统大面积停电风险。

　　坚持市场化方向原则。区分竞争性和公益性环节，自愿参与开展有效竞争，构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，形成适应市场要求的电价，激发企业内在活力，更好地发挥市场在资源优化配置中的作用。

　　坚持民生优先原则。充分考虑企业和社会的承受能力，优先保障基本公共服务电力供给，妥善处理分类用电交叉补贴问题，确保居民生活、农业生产等民生用电，切实保障民生。

　　二、市场主体

　　电力市场化主体包括购电主体、售电主体和输配电主体。

　　(一)购电主体

　　购电主体为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)、西电东送购电主体。这部分用户统称市场化用户。

　　按照循序渐进和民生优先的原则，一般工商业用电、居民生活用电、农业生产用电等民生用电不纳入市场化交易，这部分用户统称非市场化用户。

　　(二)售电主体

　　售电主体为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具备条件后另行明确)。

　　(三)输配电主体

　　输配电主体为云南电网有限责任公司。

　　三、市场模式

　　2015年云南电力市场交易采用集中撮合交易、发电权交易、挂牌交易、直接交易4种交易模式。市场化交易按照优先保障省内需求、再满足外送需求的总体原则，各市场主体自由选择交易模式。

　　(一)集中撮合交易

　　集中撮合是指售电主体与购电主体在电力交易平台集中申报需求和价格，由系统按照价差排序原则进行交易匹配形成交易结果。年度交易分月申报电量及电价;月度交易允许对年度申报当月电量和电价作一次调整。

　　(二)发电权交易

　　发电权交易是指售电主体基于节能减排、自身原因或其它因素出让部分或全部电量。结合云南实际，为实现水能充分合理利用，依据节能发电调度原则，目前仅进行水火发电权交易。

　　交易机构每月公布火电必须置换的电量，采取三级发电权交易方式。第一级：自由协商。水电与火电自由协商后在电力交易平台填报协商结果，经安全校核后形成最终的水火置换成交结果。第二级：挂牌交易。若第一级交易成交电量小于火电必须置换的电量，火电企业对剩余可置换电量进行挂牌，由未达控制水位或有富余电量的水电自主摘牌交易。第三级：政府确定。若一、二级交易电量仍低于火电必须置换的电量，剩余电量由电力行政主管部门协调确定。

　　(三)挂牌交易

　　挂牌交易是指买方或卖方通过电力交易系统，将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的一方提出接受该要约的申请，按照“时间优先、比例分配”的原则成交的一种交易方式。

　　西电东送，原则上根据云南省人民政府与广东省人民政府和广西自治区人民政府协商确定的电量规模和价格水平，由云南电网有限责任公司组织外送。协议以外增送电量进行月度挂牌交易。

　　(四)直接交易

　　直接交易是指电力用户与发电企业根据国家和我省相关政策规定，自主协商交易电量、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交易结果。

　　四、市场规模

　　(一)市场化交易周期

　　2015年1月-12月。

　　(二)市场化电量

　　确定原则：云铝以2014年基数电量作为2015年基数电量，其他电解铝用户基数电量按云铝2014年基数电量占其全年电量比重进行确定。其他用户以2014年用电量扣减2014年市场化交易电量后的月平均电量作为2015年基数电量。

　　电量规模：约300亿千瓦时。

　　五、市场组织

　　省工业和信息化委员会牵头组织实施，省能源局、物价局、国家能源局云南监管办、云南电网有限责任公司按照各自职责分工参与电力市场化交易工作。

　　省工业和信息化委员会牵头制定2015年云南电力市场化方案和实施细则，负责公布交易信息，并牵头组织实施。

　　省物价局负责按照国家发改委要求完善和确定输配电价。

　　国家能源局云南监管办负责对市场交易实施过程进行监管。

　　云南电力交易中心负责云南电力市场交易、结算和管理。

　　云南电网有限责任公司负责提供输配电服务。

　　六、其他

　　(一)我省独立价区内用户可自由选择现行联动电价模式或工作方案中的交易模式，交易模式选定后不得进行更改。

　　(二)遵守国家法律法规、市场化交易规则，并接受监督和服从管理。

　　(三)市场交易相关争议，由省工业和信息化委员会牵头协调。

　　附件2

　　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 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

　　①2014年10月后投产且220kV以上并网的电厂不分配基数电量。

　　②昆明电厂有供热需求，全年按单机20万千瓦(16万基本负荷+4万供热负荷)安排发电。

　　③2014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。

　　④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〔2014〕1188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。

　　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(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。

　　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。

　　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。

　　多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

　　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。①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。②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。