2017年云南电力市场化交易实施方案解读
电力场化交易授权委托协议书
2017电力市场化交易授权委托协议书（云南省版）政府示范文本电力市场化交易授权委托协议书甲方（委托方）名称：电力用户地址：企业社会信用代码：营销户号：联系人及电话：乙方（受托方）名称：售电公司地址：企业社会信用代码：交易系统编号：联系人及电话：根据《中华人民共和国合同法》等相关法律、法规和《云南电力市场运营规则》、《2017 年云南电力市场化交易实施方案》，甲、乙双方本着自愿、平等、协商一致的原则，经友好协商，就电力市场化交易业务委托事宜达成如下协议：一、委托事项甲方委托乙方代为处理电力市场化交易业务有关事宜。
（可根据客户需要、具体情况填写）二、委托参与交易的有效时间年月日至年月日，双方约定授权委托的具体生效期间以双方在电力交易系统填报的期间为准。
本协议委托期限届满时，甲乙双方未签订新的《电力市场化交易授权委托协议书》，乙方不再具备代理甲方参与本协议电力市场化交易业务的授权，甲乙双方委托事项及本协议终止。
甲方自行申报电力市场化交易业务。
三、结算服务委托期间，甲乙双方经协商一致，甲乙双方约定由昆明电力交易中心按第种模式提供结算服务，双方同意以交易系统填报为准。
□模式 1：价差收益型千瓦时）：/约定电价（元．比例分成型：价差收益+□模式 2 /约定电价（元千瓦时）：价差收益比例（%）：3：合同能源管理型□模式）：收益比例（%4：代理服务型模式 -1（有约束按度电）□ 4-1 代理服务型 /千瓦时）：约定电价（元千瓦时）：收益标准（元/□ 4-2 代理服务型-2（有约束按次·月）约定电价（元/千瓦时）：收益标准（元/次·月）：□ 4-3 代理服务型-3（免费服务）□ 4-4 代理服务型-4（无约束按度电）收益标准（元/千瓦时）：□ 4-5 代理服务型-5（无约束按次·月）收益标准（元/次·月）：□模式 5：阶梯计费型 A起度（大于）止度（小于等于）收费标准阶梯序号（元/千瓦时）（万千瓦时）（万千瓦时）可保留 1 位小数阶梯 1 1 可保留 1 可保留位小数 1 位小数阶梯 2 2阶梯 3 3阶梯 4 4阶梯 5 5……………四、双方责任义务（一）委托方责任1. 甲方已认真履行云南电力市场主体的准入手续，符合云南电力市场准入条件，并纳入市场主体目录。
新能源电厂两个细则
日准确率=(1 −
σin=1(������������������−������������������)2) × 100%
考核与补偿 开始时间
自连续试运行结束次日（正式投运）起， 即按本细则开展考核与补偿。
反措及风险 防控
有功功率控 制及预测
光伏
涉网安全检 查
调度纪律
并网运行安 全技术管理
有功功率控制
风电场、光伏电站应按有关要求控制有功功率变化值。
风电 光伏
• 10分钟有功功率变化最大 限值：装机30~150MW， 为该风电场装机容量的 1/3。装机 >150MW，为 50MW。
风电场深度调峰服务供应量
定义：为确保系统安全运行，电力调度机构要求风电场限风时，风电场全 部机组最大可调有功出力减去实际有功出力的差值在有限风时段的积分。
补偿量：60（元/兆瓦时）x 深度调峰服务供应量 产生限风但不进行补偿的情况：
1.参与市场化交易风电场，电力调度机构按市场交易计划执行，导致风电 限风限电的。
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短期准确率考核电量=(90%-实时准确率)x Cap x 1(小时)
光功率预测结果免考情况
自然灾害等不可抗力 光伏发电受限时段 非光伏电站自身原因 经调度同意的预测光功率相关系统检修期间
光伏电站限光量
定义：为确保系统安全运行，电力调度机构要求限光时， 光伏电站最大可调有功出力减去实际有功出力的差值， 在限光时段的积分。
04-云南电力市场化交易风险告知书
云南电力市场化交易风险告知书各电力市场主体：在进行电力交易时，由于收益与风险共存，为了使各市场主体了解其中的风险，根据相关的法律法规和交易规则，现将可能存在的风险告知如下：一、宏观系统风险：由于我国宏观经济形势变化、地区宏观经济环境和电力交易市场的变化、电力供需形势变化，可能会引起省内电力交易市场的波动。
二、政策风险：相关法律法规、国家政策和交易规则发生变化可能引起电力市场交易价格波动。
三、市场经营风险：由于市场主体所处行业整体经营形势变化和经营管理不善，如市场主体经营不善、信用维护不足、经营决策重大失误、高级管理人员变更、重大诉讼等都有可能引起该市场主体电力市场价格的波动。
四、网络风险：由于昆明电力交易中心的交易、结算清算、信息披露与电网公司信息系统接口、通讯技术、电脑技术和相关软件等存在着被网络黑客和计算机病毒攻击的可能，或会给贵公司带来损失或交易撮合无法成交。
昆明电力交易中心将着力化解，但可能会难以完全避免。
五、安全风险：由于贵公司密码失密、操作不当、决策失误、公告查阅不及时等原因可能会使贵公司发生亏损；交易平台上操作完毕后未及时保存，致使未申报成功而造成的损失；交易平台上操作完毕后未及时退出，致使他人进行恶意操作而造成的损失；交易平台上交易未及时退出还可能遭遇黑客攻击或他人恶意操作，从而造成损失；上述损失都将由贵公司自行承担。
在贵公司进行电力市场化交易时，委托他人代理电力交易，长期不关注账户变化有可能造成损失，他人给予贵公司的保证获利或不会发生亏损的任何承诺都是没有根据的，类似的承诺不会减少贵公司发生亏损的可能。
本风险提示书并不能揭示从事电力市场化交易的全部风险情形，请务必对电力市场风险有清醒认识。
若贵公司同意风险提示内容，请在横线上抄写以下内容：（本公司已认真阅读《风险告知书》,并完全理解和同意,自愿承担交易中的风险以及由此带来的一切可能的损失。
）____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________市场主体（盖章）：法人代表（签字）：年月日。
电力行业的电力交易电力市场的交易机制和模式解析
电力行业的电力交易电力市场的交易机制和模式解析在当今世界，电力行业的快速发展引起了人们的广泛关注。
电力交易作为电力市场的重要组成部分，其交易机制和模式对于电力行业的运营和发展具有重要意义。
本文将对电力交易的机制和模式进行深入剖析，以期为读者提供更深入的了解和认识。
一、电力交易的概念和意义电力交易是指在电力市场中，各电力主体之间进行电力产品的买卖行为。
电力交易的目的在于实现电力资源的优化配置，提高电力行业的运行效率，并满足社会各个领域对电力能源的需求。
电力交易的重要性表现在以下几个方面：首先，电力交易可以促进能源资源的合理利用。
不同地区的电力需求和资源分布存在差异，通过电力交易，可以将电力从生产地传输到需求地，优化配置资源，降低能源浪费。
其次，电力交易有助于提高电力市场的透明度和竞争性。
通过市场交易，电力价格形成机制更加公开透明，供需关系得以自由调节，市场竞争力得到提升，从而推动电力市场的健康发展。
最后，电力交易对于推动电力行业的技术进步和创新具有积极作用。
市场机制的引入，促使电力企业加大技术研发力度，提高生产效率和能源利用效率，推动电力产业的创新发展。
二、电力交易的机制与模式1. 双边交易双边交易是指电力供求双方通过直接洽谈和协商，按双方自愿达成的价格和交易量进行交易。
双边交易主要适用于大型电力供应商和需求商之间的交易，交易规模较大，交易价格和交易量需经过双方充分协商确定。
双边交易的特点是交易的自由度和灵活度较高，可以满足供求双方的具体需求。
然而，双边交易也存在信息不对称和电力市场不公平的问题，需要进一步完善交易机制和监管措施。
2. 按需交易按需交易是指电力交易双方根据市场需求来确定交易价格和交易量。
按需交易需要建立起电力市场中的供需平衡机制，通过市场的价格反应，引导电力供求的平衡。
按需交易的特点是价格相对稳定，能够提供一定程度的保障。
然而，按需交易也容易导致电力价格波动，需要进一步完善电力市场调控机制。
云南电网2017年全力以赴促进清洁能源消纳
138凝土施工与下部拦污栅槽、叠梁门槽金结制安与二期混凝土同时施工的安全隔离问题，为进水塔赶工施工创造了有利条件，赢得了十分宝贵的施工时间。
7 质量与安全管理7.1 质量控制施工严格按照施工图纸、施工措施及相关文件进行作业，按科学化、标准化、程序化作业，实行定人、定点、定岗施工，各自负责其相应的责任。
施工现场设置标志牌，标明施工段桩号、施工组、现场施工技术及行政负责人，接受全方位、全过程的监督。
整个施工作业过程，贯穿工前交底、工中检查、工后验收的“一条龙”操作管理方法，切实保证标准化作业质量。
7.2 安全管理针对电站进水塔的施工特点，从技术角度解决工程施工过程中存在的安全隐患。
在进水塔施工过程中，针对每个高程段不同的结构特点，分别制定专项排架搭设方案及施工措施，利用标准化安全旋转爬梯，设置全范围覆盖的安全施工通道，制定相应的特种设备运行维护措施及专项安全技术措施，确保各类设备运行安全可靠。
通过技术、质量、安全及现场生产部门及作业队伍的通力配合，进水塔安全管理取得了圆满成功。
8 结语锦屏一级水电站进水塔混凝土施工，通过进行精心的施工组织与安排，有针对性的、积极主动的与工程参建各方沟通协商，成功克服现场施工条件诸多制约、诸多变化带来的施工困难，在确保施工质量与安全的前提下，不断优化完善施工工艺，大幅度提高施工工效，节约了施工时间，保证了施工质量与安全，如期完成调整后合同约定的施工目标，取得了突出成绩，可为类似工程提供参考。
云南电网2017年全力以赴促进清洁能源消纳记者2月17日从召开的云南电网公司2017年系统运行及调度工作会上获悉，去年，云南电网公司严格贯彻落实国家能源战略，充分发挥云南电源结构优势，抓优化、挖潜力、创空间、促消纳，提升经济运行水平，全年纳入省调平衡水电同比增发116.66×108kW·h，全网绿色、经济运行水平显著提升。
去年，在云南发电装机容量持续增长，电力生产消费呈现需求减缓、结构调整，主要流域来水普遍偏好的形势下，云南电网全面发力，积极促进富余电力消纳，全年累计弃水电量较年初预判减少154.44×108kW·h，全年弃风率仅4.18%、弃光率仅1.13%，风电平均年利用小时数达到2 292h。
新能源电厂两个细则
有功功率预测（风 电 ）
风功率预测结果免考情况
自然灾害等不可抗力 风电场正式投产（连续试运行结束）后6个月内 风电受限时段及后一个小时 非风电场自身原因 经调度同意的风功率预测系统计划检修期间
风电场深度调峰服务供应量
定义：为确保系统安全运行，电力调度机构要求风电场限风时，风电场全 部机组最大可调有功出力减去实际有功出力的差值在有限风时段的积分。
三、技术指导与管理
有功功率控制
风电场、光伏电站应按有关要求控制有功功率变化值。
有功功率变化值免考条件
风电 1.根据电力调度机构的指令调整有功功率时段。 2.因风速超出切出风速或低于切入风速而引起的。 3.因电网安全运行需要而进行的有功功率调整。
光伏 因太阳能辐照度降低而引起的光伏电站有功功率
变化超出变化最大限值的。
自然灾害等不可抗力 光伏发电受限时段 非光伏电站自身原因 经调度同意的预测光功率相关系统检修期间
光伏电站限光量
定义：为确保系统安全运行，电力调度机构要求限光时， 光伏电站最大可调有功出力减去实际有功出力的差值， 在限光时段的积分。
补偿量：60（元/兆瓦时）x 限光量
风机脱网/光伏阵列解列及弃风、弃光电 量统计
新能源电厂两个细则
风力发电场、光伏电站并网运行及辅 助服务管理实施细则（2017版）
云南电力调度控制中心 2018年9月11日
细则ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ纲
一 二 三 四 五 六
一、总则
二、调度运行管理
自连续试运行结束次日（正式投运）起， 即按本细则开展考核与补偿。
自连续试运行结束次日（正式投运）起， 即按本细则开展考核与补偿。
补偿量：60（元/兆瓦时）x 深度调峰服务供应量 产生限风但不进行补偿的情况：
云南阶梯电价实施方案
云南阶梯电价实施方案一、背景介绍。
近年来，随着能源消费结构的不断优化和电力市场化改革的深入推进，我国电力市场已经进入了一个新的发展阶段。
为了更好地引导用户节约用电，促进能源消费结构的调整，云南省决定实施阶梯电价政策，以逐步提高电力消费者的用电成本，推动用电行为的调整和节约用电的意识增强。
二、实施目的。
云南阶梯电价实施方案的目的在于激励用户节约用电，促进用电行为的调整，降低用电高峰时段的用电负荷，提高电力资源利用效率，推动能源消费结构的优化和升级。
三、实施范围。
云南阶梯电价实施范围包括全省范围内的居民家庭、企事业单位等各类用电用户。
四、实施内容。
1. 阶梯电价分级。
（1）低电价阶梯，设定合理的低电价阶梯，保障基本生活用电需求，鼓励合理用电。
（2）中等电价阶梯，对超出基本生活用电需求的部分给予适当的加价，引导用户节约用电。
（3）高电价阶梯，对超出一定用电量的部分实行较高的电价，倒逼用户调整用电行为，提高用电效率。
2. 电价调整机制。
（1）定期调整，根据用电市场情况和能源消费结构调整的需要，定期对阶梯电价进行调整。
（2）动态调整，根据季节、天气等因素，动态调整高峰时段的电价，引导用户在高峰时段减少用电。
3. 用电量监测和奖惩机制。
（1）建立用电量监测系统，对用户用电量进行实时监测，并根据监测结果给予奖励或惩罚。
（2）对节约用电的用户给予相应的奖励，鼓励更多用户节约用电。
（3）对用电行为不合理的用户给予相应的惩罚，引导用户调整用电行为。
五、实施效果预期。
通过云南阶梯电价实施方案的推行，预期能够有效降低用电高峰时段的用电负荷，提高电力资源利用效率，促进能源消费结构的优化和升级。
同时，也能够激励用户节约用电，促进用电行为的调整，为建设资源节约型社会和实现可持续发展做出积极贡献。
六、总结。
云南阶梯电价实施方案的出台，标志着云南省电力市场化改革取得了新的进展，也为我国电力市场化改革探索了一条新的路径。
希望通过全社会的共同努力，能够有效推行阶梯电价政策，实现电力资源的合理利用和节约用电的目标，为推动能源消费结构的优化和升级做出积极贡献。
云南电改方案
云南电改方案云南电改方案的探讨近年来，云南电力行业一直备受关注。
电力供应不足、能源结构不合理以及电网输配能力不足等问题，给云南经济发展带来了一定的制约。
因此，提升云南的电力供应能力，优化能源结构，完善电力网络已成为云南电改的当务之急。
一、云南电力行业现状云南是中国典型的多山地区，拥有丰富的水力资源和非常规能源资源。
然而，由于历史原因和发展水平有限，云南的电力发展相对滞后。
电力需求快速增长，但供应能力并没有相应提升。
同时，云南电力主要以水电为主，能源结构单一，太阳能和风能等可再生能源开发利用仍然不足。
二、云南电力改革的重要性云南是中国西南地区的经济中心和重要的能源基地。
随着云南经济的快速发展，电力供应不足问题日益突出。
电力是现代产业发展的基础，缺乏电力供应将影响云南的投资环境和经济竞争力。
因此，进行云南电力改革，提高电力供应能力，优化能源结构，成为云南经济可持续发展的必然选择。
三、云南电改方案的探索为了解决云南电力行业的问题，云南省政府推出了一系列电改方案。
首先，云南将加大对新能源开发和利用的支持力度，鼓励投资者参与太阳能、风能等可再生能源项目的建设。
这不仅可以增加云南的能源供应，还可以提高能源结构的多样性，降低对传统煤炭等化石能源的依赖程度。
其次，云南将加强电力网络建设，提高电网输配能力。
云南地域辽阔，山脉众多，电力输配相对困难。
因此，云南需要加大对电力网络建设的投资，提升电网的容量和可靠性，确保电力供应的稳定性。
另外，云南还计划通过市场化的方式推动电力行业的改革。
通过引入竞争机制，打破垄断，建立公平公正的市场环境，云南希望激发电力企业的创新能力，提高服务水平，降低电价，使电力市场更加透明、高效。
四、云南电改方案的前景展望云南电改方案的实施必将为云南的电力行业带来巨大的改变和发展。
通过优化能源结构，云南可以更好地利用本地可再生能源资源，实现能源的自给自足。
同时，加强电力网络建设将提高电力供应的稳定性，为云南经济的快速发展提供强有力的支持。
关于云南电力市场化交易推进的进展情况
关于云南电力市场化交易推进的进展情况北极星配售电网讯:2 月22 日，国家能源局云南监管办公室对云南电力市场化交易开展专项监管，云南监管办公室专员李现武表示，本次专项监管主要是了解云南电力市场化交易的情况、运行成效，并听取意见和建议。
云南电力市场化交易在全国走在了前面，云南电网有限责任公司对开展电力市场化交易是积极主动地。
公司副总经理郑之茂就市场主体诚信体系建设、交易中心建设等工作提出了建议。
国家能源局云南监管办公室对公司去年及今年1-2 月电力市场化交易情况进行了了解。
去年，省内市场交易320.3 亿千瓦时，西电东送增量交易62.23 亿千瓦时，清洁能源交易61.65 亿千瓦时。
今年1 月月度交易，大用户直接交易电量0.68 亿千瓦时;集中撮合交易中成交电量31.92 亿千瓦时;西电东送挂牌交易成交电量10 亿千瓦时，申报摘牌电量57.01 亿千瓦时。
1 月份日前增量交易共成交电量2.69 亿千瓦时。
2 月月度交易，大用户直接交易电量0.716 亿千瓦时;集中撮合交易中成交电量27.73 亿千瓦时;西电东送挂牌交易成交电量4 亿千瓦时，申报摘牌电量37.72 亿千瓦时。
云南电力市场化交易工作成效主要有三方面。
一是对全省经济稳增长贡献突出。
2015 年实施市场化交易，切实降低了工业企业生产成本，在省内外经济增速明显放缓的大背景下，有效稳住了企业生产，主要行业开工率由年初的42%逐步回升至60%。
二是有效缓解火电企业生产经营压力。
通过市场化交易，去年，除小龙潭电厂外，其余10 家火电企业均成功减亏，火电企业总亏损额由2014 年的26.2 亿元减少至2015 年的20.6 亿元，减亏5.6 亿元。
三是云电送粤增送电量对消纳富余水电作用明显。
云南电力市场交易模式研究
云南电力市场交易模式研究作者：石明来源：《科学与信息化》2019年第20期摘要自2002年电力体制改革实施以来，在党中央、国务院领导下，云南省电力行业破除了独家办电的体制束缚，从根本上改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局。
深化电力体制改革是一项紧迫的任务，事关能源安全和经济社会发展全局。
关键词电力体制改革；交易模式；售电业务引言深化电力体制改革是一项紧迫的任务，事关能源安全和经济社会发展全局。
国有资本继续控股经营的自然垄断行业，实行以政企分开、政资分开、特许经营为主要内容的改革。
2015年3月5日到11月30日，国家发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，将云南、安徽、湖北和宁夏4省区纳入先期输配电价改革试点范围，按照“管住中间、放开两头”的体制构架，明确了新电力体制改革“三放开、一独立、三强化”的总体思路。
通过放开售电侧市场，鼓励相关企业成立售电公司，利用市场竞争推动电价体制、电力交易体制和发用电计划的改革[1]。
1 研究背景和意义自2002年电力体制改革实施以来，在党中央、国务院领导下，云南省电力行业破除了独家办电的体制束缚，从根本上改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局。
一是促进了电力行业快速发展二是提高了电力普遍服务水平。
通过农网改造和农电管理体制改革等工作，农村电力供应能力和管理水平明显提升，农村供电可靠性显著增强，基本实现城乡用电同网同价，无电人口用电问题基本得到了解决。
三是初步形成了多元化市场体系。
四是电价形成机制逐步完善。
在发电环节实现了发电上网标杆价，在输配环节逐步核定了输配电价，在销售环节相继出台丰枯（峰谷）分时电价、差别电价、惩罚性电价和居民阶梯电价等政策，成为国家输配电价试点省。
五是积极探索了电力市场化交易和监管。
相继开展了竞价上网、大用户与发电企业直接交易以及跨国、跨省区电能交易等方面的试点和探索，电力市场化交易取得重要进展，电力监管积累了重要经验。
完善云南省电力交易市场化价格形成机制研究
第35卷第2期云南水力发电YUNNAN WATER POWER145完善云南省电力交易市场化价格形成机制研究殷惠艳\杨怡静2(1 •云南省宏观经济研究院能源发展研究所，云南昆明650041,2•昆明电力交易中心，云南昆明650011)摘要：在整个电力体制改革中，体制设计是基础，价格改革是核心。
2015年新一轮电力体制改革以来，云南省逐步建立了“中长期 交易为主，日前短期交易为补充”的电力直接交易“云南模式”，理顺了价格形成机制。
以电力价格为切人点来回顾和总结云南省新 一轮电力体制改革，论述云南省电力价格形成机制及电价现状，分析市场化价格机制建设中取得的成效与存在的问题，提出了完善云 南省电力交易市场化价格机制的措施和建议。
关键词：电力；市场化；价格形成机制；电价现状；价格机制措施中田分类号：F407.61 文献标识码：B文章编号：1006-3951(2019)02-0145-05D O I：10.3969/j.issn.1006-3951.2019.02.040〇引言自2015年正式开展电力市场化交易机制探索 以来，云南省逐步建立了“中长期交易为主，日前短期交易为补充”的电力直接交易“云南模式”。
云南省是水电大省且供过于求的现象比较严重，云南省电力体制改革的决心和力度很大，市场化 改革的成效显著，市场化后电力生产企业竞争异 常激烈，价格下降幅度大，有效降低企业用电成 本，减少了水电弃水量。
市场化价格形成机制不 是简单交给市场供求双方定合同形成电价，市场 化过程中不同电力市场交易模式、方法各有利弊，市场化价格机制也存在失灵的可能，需要搭配合 宜云南省实际情况的一系列具体制度设计和有效 地执行机制，互相呼应和补位，形成一套完整的 体系[1-2]〇1云南省电力工业及市场交易价格形成机制1.1云南电力工业现状电力产业成为全省支柱产业，电力装机持续 增长，发电量连年创新高，清洁电力占比持续上升，云南省成为全国清洁能源大省。
电力市场化交易助企业降本增效
电力市场化交易助企业降本增效【摘要】电力是市场化交易主要有期货交易、现货交易和远期合约交易三种方法。
为此，本文从加大电价改革力度、落实“直通电”工程和加大电力交易市场化建设力度三个不同方面探讨。
【关键词】电力；市场化交易；企业；降本增效电力企业实施市场化交易有利于整体经济效益地提高，有利于工业经济增长，实现降本增效的目标。
现如今，电力企业应积极推进电力市场化交易，降低成本，助力企业增效。
因此，接下来本文先分析了电力市场交易的方式，之后提出电力市场化交易助企业降本增效的实现途径，为企业可持续发展提供借鉴。
1电力市场化交易的方式1.1期货交易从电力市场的正价期货交易现状来看，完善了当前阶段的电力市场交易体系，且交易模式主要从电力现货交易为主，这对市场参与者而言竞争的机会更为公平。
电力交易时采用期货交易的方式对电力企业而言有利于降低整体的运行成本[1]。
评估电力运行、生产和消费成本方面分析，无论是供应商还是消费者的准确性更精准，有利于降低生产过程中的风险，除此之外还可以降低消费中的风险，从而提高电力系统的安全性以及效率。
且在未来，电力市场通过期货交易的方法更容易提高电力真实的价格，准确地预报电力供求关系，从而便于交易双方做出调整，促进电力市场的稳定运行，促进社会与经济的可持续发展。
1.2现货交易电力消费属于刚性需求，因为负荷侧需求变化很容易出现较大的价格波动[2]。
一天之中若用电负荷一般，那么价格就有可能达到最高；若为低谷负荷，还可能出现零价格的问题。
一年中夏季与冬季时应用空调或取暖设备提高用电量，春秋季节时电力消耗量较少，电力市场可通过调控，如此一来用电高峰时电价更高，但是实际上电力价格基本没有多大变化。
若电力市场使用现货交易，那么就会出现电价每天一变的问题，因此很少用该交易方法。
1.3远期合约交易当前时代输电网逐步变得开放，引入电力市场竞争机制时电力市场交易中中远期交易仍然占据较大的比例。
从某种程度来说，电力市场交易时使用远期合约交易有利于降低电价波动，消化市场内部风险，因为其带来的除了经济方面的效益之外还有社会效益。
浅谈云南省电力市场化交易特点
浅谈云南省电力市场化交易特点摘要：云南省是我国新一轮电力体制改革试点省份，在电改持续推进的过程中，总结出许多经验，为其他省份提供了积极的示范作用。
本文分析和探讨云南电力交易发展过程中形成的特点及有待完善的相关问题。
关键词：交易规则；交易特点；售电公司2014年以来，云南经济发展和用电增长缓慢，但水电、风电和光伏发电装机却高速发展，电力开始出现供大于求现象，导致汛期水电严重富余、弃水压力加剧，30%以上的水电面临亏损严重，而火电生存空间受到严重挤压，火电平均利用小时已下降至1500小时以下，负债率已突破150%，云南电力行业整体陷入了经营困境。
面对严峻的电力供需形势，如何保障清洁能源全额消纳、火电发展以及增加外送电量，成了云南电力改革最亟需解决的问题。
一、云南省电力特点截至2018年底，全省累计装机9245万千瓦（其中统调火电装机仅为1240万千瓦时，其余均为清洁能源），全社会用电量1679.1亿千瓦时，西电东送电量1380.5亿千瓦时，送境外电量18.5亿千瓦时。
作为重要的清洁能源和西电东送基地，云南省电力呈现出清洁能源装机占比较重，对外送电量依赖程度较高两个鲜明的特点。
云南电力市场化改革以来，市场化交易电价特征与上述特点呈正相关特性，枯期市场化交易价格高、汛期价格低，省内市场价格低、省外市场价格高，市场化交易电量以清能能源为主、火电电量为辅，体现了具有云南特色的市场化交易特点，为消纳云南富余电量提供了有效保障机制。
二、云南电力市场化交易开展情况面对汛期弃水压力陡升的实际情况，2014年，云南首次开展了汛期富余水电市场化交易，成交电量94亿千瓦时。
2015年率先在国内开展电力市场化交易，全年省内共成交电量320亿千瓦时，同时为保障火电企业的基本生存空间，开展水火置换和风火置换交易，首次实现了火电发电权转让。
云南省在获批新一轮电力体制改革首批综合试点的基础上，2016年云南在全国率先放开全部大工业用户全电量参与交易，市场化交易进一步放开，市场化电量规模进一步扩大，全年交易电量590亿千瓦时，并对火电长期备用进行补偿，帮助火电维持生存。
2016年云南电力市场化交易实施方案详解
附件：2016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）及其配套文件有关要求，总结云南电力市场近两年的运行经验，进一步构建有效竞争的市场结构和市场体系，结合云南省实际，开展以省内为主、跨区域的电力交易，特制定本方案。
本方案分为四个部分：术语定义、市场交易、结算、其他事项。
一、术语定义（一）售电主体售电主体为已并入云南电网运行的所有电厂，分为优先电厂和非优先电厂。
第一类优先电厂指2004年前已投产的并网运行公用水电厂（装机总量472万千瓦）和由地调、县调调度运行的中小水电及其他类型电厂。
保障电网安全稳定运行所需的火电机组(含热电联产机组)的部分电量（见表5-2）、跨境电厂电量（见表5-3）归入第一类优先发电。
第二类优先电厂指风电场、光伏电厂及2004年电改后投产且以110千伏并入电网运行属于省地共调的水电厂（见表5-4），水库具有年调节能力及以上水电厂调节电量（见表5-5）归入第二类优先发电。
第三类优先电厂指第一类及第二类优先电厂以外的水电厂（见表5-6）。
非优先电厂指火电厂（扣除优先发电电量）。
新投电厂及机组按以上原则划分电厂类别。
第一类优先电厂称为非竞争性售电主体；第二类优先电厂暂不参与市场竞争交易，通过价格调节机制参与市场，也称为非竞争性售电主体，待技术、管理等方面成熟适时参与市场竞争；第三类优先电厂和非优先电厂统称为竞争性售电主体。
竞争性售电主体须在电力交易中心进行注册。
（二）购电主体购电主体指满足市场准入条件且在电力交易中心完成注册的用户和售电企业。
未参与市场交易的用户（含公益性用户）统称为优先购电用户，由电网企业统一代理购电。
（三）优先购电量优先购电量指优先购电用户的用电量。
优先购电量首先由非竞争性售电主体供应，不足部分由竞争性售电主体供应。
（四）省内市场电量省内市场电量指省内市场用户的用电量。
（五）事前合约转让交易事前合约转让交易指在月度交易结束后、月度交易计划执行前进行的合约转让交易。
中共云南省委、云南省人民政府关于印发《云南省进一步深化电力体
中共云南省委、云南省人民政府关于印发《云南省进一步深化电力体制改革试点方案》的通知【法规类别】电力工业管理【发布部门】中共云南省委云南省政府【发布日期】2016.04.06【实施日期】2016.04.06【时效性】现行有效【效力级别】XP10中共云南省委、云南省人民政府关于印发《云南省进一步深化电力体制改革试点方案》的通知各州、市党委和人民政府，省委和省级国家机关各部委办厅局，各人民团体，各大专院校，省属各企事业单位：现将《云南省进一步深化电力体制改革试点方案》印发给你们，请结合实际，认真贯彻执行。
中共云南省委云南省人民政府2016年4月6日云南省进一步深化电力体制改革试点方案为贯彻落实《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）精神，做好全国进一步深化电力体制改革试点省工作，缓解云南电力生产和消费等方面存在的突出矛盾，大力拓展电力市场，促进云南电力行业又好又快发展，推动结构调整和产业升级，提高电力普遍服务水平，结合我省实际，制定本方案。
一、电力体制改革的重要性和紧迫性自2002年电力体制改革实施以来，在党中央、国务院领导下，我省电力行业破除了独家办电的体制束缚，从根本上改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局。
一是促进了电力行业快速发展。
2014年，全省发电装机容量达到7257万千瓦，发电量达到2550亿千瓦时，以水电为主的可再生能源发电占到七成以上，西电东送电量达到1013亿千瓦时，电网220千伏及以上线路回路长度达到27万千米，220千伏及以上变电容量达到7961万千伏安，初步形成了内联南方、华东电网，外接越南、老挝、缅甸等周边国家的跨省区、跨国电力系统。
二是提高了电力普遍服务水平。
通过农网改造和农电管理体制改革等工作，农村电力供应能力和管理水平明显提升，农村供电可靠性显著增强，基本实现城乡用电同网同价，无电人口用电问题基本得到了解决。
云南电力市场改革探索与启示
受国际、国内经济下行和产能过剩影响，2015年云南全省规模以上工业企业利润总额461.99亿元，同比下降9.5%，为近五年最低水平。全省3 832户规模以上工业企业中亏损1 270户，亏损面达33.1%。云南省工业主要电力用户为电解铝、电石、黄磷等型电力载能企业，单耗率较高，电费支出占成本比重大，市场化风险能力较弱，产业发展对经济形势变化极为敏感，用户降低电费从而减少生产成本的诉求日益强烈。
目前云南省220 kV及以上电压等级并网的全部火电厂(除保障电网安全稳定用电电量)以及2004年1月1日后投产且220 kV及以上电压等级并网的所有水电厂均参与市场竞争。截至2015年底，参与市场竞争的发电企业共计57家，装机达4 389×104kW，占比72%。
4.5 参与交易的用户情况
目前云南省工业企业市场化交易已全电量放开，凡是执行大工业电价的专变用户，都可以自愿到电力交易中心参与市场化交易。2015年，在云南电力交易中心注册购电主体共计7 200家，全年参与交易用电企业共计2 500家，全年市场化交易电量447× 108kW·h，其中省内市场共成交320×108kW·h。2016年1～3月共成交电量108.91×108kW·h，全年市场化电量规模预计将超过850×108kW·h。
4.2 组建云南电力交易中心
2014年12月成立云南电力交易中心。2015年11月电力交易大厅及电力交易机房完成投运，同年12月云南电力交易系统正式上线，为云南电力交易的运行和展现提供了有力保障。
目前，由政府部门主导，多方参股，相对独立运行的昆明电力交易中心正在组建当中。
云南电力交易中心已完成2015年12轮月度交易电力交易，全年市场化交易电量447×108kW·h。2016年，进入市场的发电厂和用户全电量参与竞争，发用电计划放开比例上升，云南市场化电量将规模进一步扩大。
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不平衡电量转让交易
成交价为加权平均 价的90%
上、下调服务
上调服务：电力交易中心公布月度集中撮 合交易中发电侧的最低成交价和平均成交 价。 下调服务：电厂少发电量由调度机构进行 事后认定，因系统原因产生的少发电量计 入下调服务，因自身原因产生的少发电量 不计入下调服务。电厂事后合约转让交易 结束后，剩余下调服务电量根据交易平衡 账户资金盈余情况，按月进行补偿，补
省内电量市场双边协商交易 省内电量市场集中撮合交易
省内电量市场挂牌交易
分三步进行；我们参与第三步用户挂牌， 电厂摘牌市场化交易
框架协议外西电东送电量挂牌交易
前面三种交易方式均可参与，优先 满足省内月度电量交易
（六）日前电量交易
1、交易规则：市场化电厂中的水电厂、风电场、光伏电厂首先成交；若有电量 缺额，再由市场化电厂中的火电进行成交，非保障系统安全的火电先成交，成交 之后仍有电量缺额，由保障系统安全的火电机组成交。 2、交易主体：竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂和当前已开机 运行的火电厂。
2017年云南电力市场化交易 实施方案解读
云南华电镇雄发电有限公司 市场营销部 2017年04月18日
目录
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一、交易主体 二、市场交易 三、结算 四、其他事项
一、交易主体
优先电厂：
非竞争性售电主体，暂不参与市场化交易；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）和跨境电厂；
（九）月度平衡机制
月度合约转让交易结束后，对市场化电厂剩 余少发电量(保障系统安全和平抑负荷波动 需要)和市场化电厂的剩余超发电量进行不 平衡电量转让交易(不包含年度、月度双边 协商的合约偏差电量)。 当少发电量小于超发电量时，按超发电量的 比例分配各超发电厂的成交电量。 当少发电量大于等于超发电量时，按少发电 量的比例分配各少发电厂的成交 电量。
c )计算日前电量交易实际电费收益 电厂日前电量交易实际电费收益Srd=Sd+Sd' 十Sd" 。
表3-1 电厂目前电量交易结算表
2 )年度双边合同分月电量、月度双边协商交易成交电量结算 电厂月度发电量Qr 扣减日前增量交易累计结算电量Qrd 为 月度交易发电量Qrt。即:Q时工Qr-Qrdo 汇总电厂年度双边合同 分月电量、月度双边协商交易成交电量的合同(两合并简称双边 协商合同)
（四）框架协议内西电东送电量分配
框架协议内西电东送分配电量需进行事后调整。与实际电量比较存在偏差 的，对电厂分配计划进行调整。
（五）月度交易
1、交易方式：双边协商、集中撮合、挂牌等方式进行。
2、依次交易：
省内优先购电量挂牌交易
电网企业统一代理购电；竞争性售电主 体中的水电厂、风电场、光伏电厂；挂 牌价格0.235元/千瓦时 竞争性用户；竞争性售电主体中的水电 厂、风电场、光伏电厂 竞争性购电主体；竞争性售电主体中的 水电厂、风电场、光伏电厂
购电主体
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 非竞争性购电主体：合市场准入条件但未参与市场交易的用户，非竞争 性购电主体的用电量统称为优先购电量，由电网企 业统一代理购电， 暂不参与市场化交易。
限制条件：符合准入条件且在电力交易中心注册的用户一旦选择某个售电公 司，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。
四、其他事项
(一)交易校核
交易校核主要包括申报数据校核、网络约束校核和梯级水量匹配校核。
(二)信息披露
电力交易中心对云南电力市场交易各环节的重要信息进行公布和披露。 1、交易信息披露 2、结算信息披露
(三)偏差电量责任认定
(1)日电量责Βιβλιοθήκη 认定：调度机构记录日交易电量少发原因，在月度结算时进 行认定。 (2)月电量责任认定：主要根据来水情况而定。
三、结算
（一）总体原则
按日核算，月结月清。
（二）购电主体结算
（三）竞争性售电主体结算
( 1 )结算原则 竞争性售电主体按厂为单位进行结算。日前交易电量及偏差电量在 发电日结束后进行结算。月度发电结束后首先进行年度双边合同分月电 量和双边协商成交电量结算，其次进行月度交易电量结算和负偏差电量 结算，最后进行优先发电量结算、月度正偏差电量结算。 ( 2 )竞争性售电主体的结算步骤 1 )日前交易电量结算和偏差电量结算 a )计算合约电量电费
电厂第i 个双边协商合同电量为Qgi，合同总量Qg。 电厂分配给第i 个合同的月度交易用电量Qrti=Qrt X Qgi/Qg ，对应 成交用户电量为U此i。 电厂第i 个双边协商合同结算电量Qghi= min{ Q时，Qgi, U此i} 0 Qghi 按双边合同约定价格结算。当Qghi"， Qrti， Qgi , Qrti-Qghi 按 月度集中撮合交易最低成交价的0.9 倍结算;当Qghi< Qgi< Q叫， QgiQghi 按月度集中撮合交易最低成交价的0.9 倍结算。 电厂双边协商合同结算电量Qgh= L: Qghi 表3-2 双边协商合同电量结算表
（七）月度合约转让交易
1、交易规则：市场化电厂间存在少发和超发的电厂间开展。 2、交易方式： 合约协商转让交易
市场化电厂间超发电量的与少发电量的自愿 协商进行合约转让交易，优先转让自身原因 少发电量；价格双方协商确定。
同一发电集团合约 转让交易
隶属于同一发电集团的少发电量和超发电量 进行合约转让交易，优先转让自身原因少 发电量；价格为自身各类电量的加权平均价
（一）数据申报
购、售电主体申报电量的最小单位为0.1万千瓦时，申报电价的最小单位 为0.001元/千瓦时; 合约转让交易中，电厂各月申报电量的最小单位为 0.0001万千瓦时，申 报电价的最小单位为0.00001 元/千瓦时。 除年度和月度双边协商交易外，为保证有序竞争，考虑2017年供需关系， 设置申报最低限价和最高限价，最低限价暂定为 O.13 元 / 千瓦时，最高限价 暂定为O.42元/千瓦时。 火电厂增加申报最小开机电量（单台机组按照最低技术出力运行 7 天电 量）。
(四)结算平衡机制
为确保2017 市场化交易顺利实施，兼顾发、供、用三方合理利益，特建立 市场化交易结算平衡机制。 实施范围：①月度计提平衡资金；②优先用于弥补系统原因造成市场化电 厂的少发电量；③因保障系统安全需要超发的电量与上调服务报价之间的差 额电费由结算平衡机制处理；④火电长期备用资金等其他政府明确的用途。
售电主体发电量分类
优先发电量 市场化发电量
风电、光伏 电厂 优先发电量
1、优先电厂的发电量； 2、滇东、昆明、宣威、 曲靖、阳宗海、巡检司 电厂； 3、风电场和光伏电厂保 居 民政策补贴电量； 4、镇雄、威信政策性电 量。
给 予部 分 基数 电 量
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。
3 )月度集中交易电量结算和负偏差电量结算 电厂月度集中交易包括:省内优先购电量挂牌交易、省内 市场电量集中撮合交易、省内市场电量挂牌交易、框架协议 外西电东送电量交易、月度合约转让交易、不平衡电量转让 交易电厂月度集中交易实际发电量Qrm=min{Qrt-Qgh ， Qrt-Qg} 。 aυ) 计算月度集中交易合约电费Sm。 表3子一3 电厂月度交易合约结算表
（八）清洁能源交易机制
1、非输电阻塞区域风电场和光伏电厂，在不造成水电厂未按交易计划(包括 市场交易合约电量、优先发电量及其他分配电量)安排发电产生弃水的情况下 其发电量全额收购。 2、输电阻塞区域风电场和光伏电厂的发电量，统筹优先收购同一区域内优 先发电量后的剩余通道能力、同一区域内市场化电厂市场化交易电量、风电 场和光伏电厂发电能力，遵循公平、充分利用电力外送通道送电能力原则消 纳。 3、调度机构在实际调度过程中考虑保障系统安全、优先吸纳清洁能源、减 少系统弃水等因素，安排火电厂、有调节能力的水电厂等电厂少发，采用清 洁能源交易机制对电厂间的不平衡电量进行转让。 清洁能源交易机制主要通过月度平衡机制实现。
（四）月度长期备用结算
1 、火电长期备用资金来源 （1）结算平衡机制的剩余资金; （2）电厂、竞争性用户共同承担的火电长期备用资金。 2 、火电长期备用结算范围 （1）火电机组竞争到市场化电量，其市场化电量的等效容量(简称 市场化电量等效容量)，不进行长期备用结算，其中等效容量=电量/ (当月天数x24) 。 （2）其余容量进行长期备用结算，每台火电机组月度长期备用结 算容量= (装机容量一保安全装机容量一市场化电量等效容量)。 3 、结算方式 （1）1-10月，暂按每月火电长期备用提取资金确定月度长期备用容 量总金额，11-12月，根据前期火电长期备用费用支付情况统筹确定。 （2）月度长期备用容量计算单价=月度长期备用容量总金额/月度火 电机组长期奋用结算总容量。 （3）每台火电机组长期备用结算费用=每台火电机组长期备用结算 容量x 月度长期备用容量结算单价。
偿金额不超过O.03 元/千瓦时。
（十）月度长期备用市场 全年火电补偿总金额初步按20亿元确定。 1、大朝山电厂2017 年共分摊4389万元，按月平均提 取; 2、2004年以前投产的110kV及以上电压等级并网不参 与市场化的总调调度、省调调度、省地共调水电厂(除大 朝山、漫湾、以礼河电厂)上网电量按照O.02 元/千瓦时 分摊，大朝山、漫湾、以礼河电厂作为居民生活电能替代 电量的保障型电源，按照云政办发(2016)73号文件有关规 定执行; 3、市场化水电厂、风电场、光伏电厂上网电量(除调 试电量)按0.01元/千瓦时分摊; 4、市场化用户交易结算电量不再提取资金，预计减 少长期备用资金池6亿元左右。
根 据市 场需 求安 排电 量
部上网电量为优先电量； 2、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。