云南电力场化交易实施细则.docx

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云南电力场化交易实施细则

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

   4.2.12015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。

1.一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。

1.一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。

1.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

1.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。

4.4.1.2.6交易流程

集中撮合交易流程如下图所示：

   4.4.1.3挂牌交易规则及流程

   4.4.1.3.1挂牌交易规则

挂牌交易仅在月度进行，符合准入条件的水电厂可以参与省内电量市场的挂牌交易。

月度用户在电力交易平台上挂出需求电量和电价；售电主体进行申报摘牌电量。

按电厂申报电量的比例进行成交。

4.4.1.1.2挂牌交易流程

4.4.2清洁能源交易市场

清洁能源交易市场仅在月度采用发电权交易模式进行交易。

4.4.2.1交易规则

4.4.2.1.1交易机构事先公布当月各火电厂竞价成交电量、各火电厂参与清洁能源交易的最小置换电量Q最小置换。

最小置换电量必须在清洁能源交易中完成。

当没有弃水时，火电厂竞价成交电量可以自己发电，可不用进行清洁能源交易。

4.4.2.1.2采用三级交易方式进行水火置换交易

若公布的火电厂参与清洁能源交易的Q最小置换小于或等于火电厂在集中撮合交易中的成交电量，则火电厂的一部分撮合成交电量（等于Q最小置换）必须参与清洁能源交易，保证最小置换电量的完成，火电厂的基数电量可自愿参与清洁能源交易；若公布的火电厂参与清洁能源交易的Q最小置换大于火电厂在集中撮合交易中的成交电量Q撮合成交，则火电厂的一部分基数电量（等于Q最小置换减去Q撮合成交）必须参与清洁能源交易，保证最小置换电量的完成。

采用三级交易方式保证水火最小置换电量的完成。

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，经安全校核后形成清洁能源交易的最终成交结果。

第二级：

挂牌交易。

若第一级交易电量仍低于火电厂参与清洁能源交易的最小置换量，或火电厂自身有置换需求，则火电企业对置换电量和价格进行挂牌。

由有弃水的水电厂进行自由摘牌，按照水电厂申报摘牌电量等比例进行成交。

第三级：

政府确定。

若一、二级交易电量仍低于火电厂参与清洁能源交易的最小置换电量，由政府协调有弃水的水电厂与火电厂成交，置换交易中火电按“先撮合电量、后基数电量”原则置换。

首先按竞价电量成交价格由低到高安排撮合电量置换；如火电撮合电量置换完毕，仍需安排基数电量置换时，按能耗由高到低进行置换，直到火电安排到最小运行方式。

4.4.2.1.4各火电厂在完成清洁能源交易最小置换电量和保障电网安全运行、可靠供电的发电量的基础上，可自愿出让自身发电量与水电厂进行清洁能源交易。

4.4.2.2交易流程

4.4.3西电东送增量市场

西电东送增量市场仅在月度采用挂牌交易模式进行交易，相关电厂成交价采用价差传递模式确定。

   4.4.3.1交易规则

   4.4.3.1.1月度西电东送增量

（1）申报规则

首先在电力交易平台上挂出西电东送的增送需求电量和差价，然后售电主体申报电量。

（2）成交规则

电厂申报量大于增量，按申报电量比例分配成交电量；电厂申报电量小于或等于增量，申报电量为最终成交电量。

（3）安全校核

对最初的成交结果进行安全校核，按根据通道情况调减交易电量。

   （4）形成最终的挂牌交易成交结果

    4.4.3.1.2临时西电东送增量

（1）申报规则

各售电主体对电量和差价进行挂牌。

（2）成交规则

按照各发电企业申报差价从高到低的顺序直至满足西电东送临时的增送电量为止，形成最初的挂牌交易成交结果。

（3）安全校核

对最初的成交结果进行安全校核，按根据通道情况调减交易电量。

（4）形成最终的挂牌交易成交结果

   4.4.3.2交易流程

     4.5撮合价格机制

   4.5.1集中撮合价格机制

售电成交价=售电申报价+价差/2

购电成交价=购电申报价-价差/2

价差=购电申报价-售方折价，售方折价=售电申报价+输配电价+线损电价+基金及附加。

4.5.2挂牌交易价格机制

4.5.2.1省内电量市场挂牌交易

按价差传递原则，用户结算价格为平时段目录电价与自身挂牌调价幅度之差，电厂的结算价格为国家批复上网电价与摘牌用户的调价幅度之差。

4.5.2.2西电东送挂牌交易

按价差传递原则，成交电厂的结算价格为各电厂的上网电价减掉西电东送公布价差。

4.5.3清洁能源交易价格机制

水火清洁能源交易成功后，双方需签订相关合同，报交易机构备案。

电网公司按照被替代电厂的电价与替代电厂结算。

   4.5.3.1协商交易和挂牌交易成交价格。

（1）水、火电厂之间的结算价格由自由协商价格或挂牌价格确定。

（2）当水火置换电量为火电的基数电量，电网公司与水电厂结算的价格为火电的国家批复电价；当水火置换电量为火电的竞价成交电量，电网公司与水电厂结算的价格为火电在撮合交易中的成交价格。

   4.5.3.3政府确定

政府协调确定的水火置换交易，分以下两种情况确定结算价格：

（1）置换电量属于火电在撮合成交中的电量，电网公司与水电厂结算价格为火电在撮合交易中的成交价格。

若火电厂在撮合交易中的成交价格高于水电的国家批复上网电价，则水电需将高于国家批复上网电价部分支付给火电厂；若火电厂在撮合交易中的成交价格不高于水电的国家批复上网电价，则水电不向火电支付任何费用。

（2）置换电量属于火电厂基数电量，电网公司与水电厂结算价格为火电的国家批复上网电价，水电厂需将按火电的国家批复电价60%支付火电厂。

4.5.4直接交易价格机制

售电成交价=直接交易确定的售电价格

购电成交价=售电成交价+输配电价+线损电价+政府基金

   4.6交易计划的执行与调整

   4.6.1交易机构根据云南电力市场交易的成交结果制定各电厂的交易计划，并提交调度机构。

   4.6.2调度机构应将交易计划纳入发电企业发电计划，合理安排电网运行方式，保证交易计划的执行。

   4.6.3日跟踪月交易成交电量的完成率，根据发电能力和完成率安排各电厂发电。

   4.6.4当存在参与交易的电厂由于来水偏枯等客观原因导致交易电量不能完成的情况时，售电主体可向交易机构提出申请，让集团内部电厂进行替发。

5、市场信息披露

   5.1交易机构负责云南电力市场相关信息的管理和发布。

各市场主体有责任和义务及时、准确地提供相关市场信息。

交易机构对云南电力市场交易各环节的重要信息进行公布和披露。

   5.2省内电量市场交易信息公布和披露

5.2.1年度交易信息披露

1.交易前

   年度电力供需形势；

   年度购电主体基数电量和预计增用电量；

   年度售电主体合同基数电量、预计发电能力；

   电网安全约束情况，包括：

通道能力、主要设备检修计划等。

（2）交易后

   向参与直接交易的市场主体公布成交结果，向参与年度集中撮合交易的市场主体公布年度集中撮合交易结果。

5.2.2月度交易信息披露

1.集中撮合交易和挂牌交易前，交易机构向各市场主体发布市场交易信息，包括但不限于：

   月度电力供需形势；

   月度各购电主体基数电量和预计增用电量；

月度各售电主体合同基数电量、预计发电能力；

   电网安全约束情况，包括：

通道能力、主要设备检修计划等。

（2）集中撮合交易和挂牌交易后，交易机构向各市场主体发布市场交易信息，包括但不限于：

   上月交易电量、电价明细表；

   各市场主体对上月交易电量、电价明细表进行核对和反馈意见，电力交易机构根据各市场主体意见反馈情况，进一步修改后的交易电量、电价明细表；

   电力交易机构向各市场主体发布上月市场交易最终结果。

5.3清洁能源交易市场信息公布和披露

（1）交易前

   向参与发电权交易的水电厂和火电厂公布水电的目标控制水位、最小置换电量。

（2）交易后

   向参与发电权交易的水电厂和火电厂公布发电权交易的成交结果。

   5.4西电东送增送电量市场信息公布和披露

（1）交易前

   西电东送挂牌交易前，电力交易中心公布协议外增送的量、价。

（2）交易后

   向西电东送增送电量市场的市场主体公布成交结果。

   5.5结算信息公布和披露

   电量清算和电费结算后，交易机构向各市场主体发布市场结算信息，包括但不限于：

电厂实际上网电量、实际用电量、电费结算情况表。

   5.6市场信息保密规定：

   5.6.1电力监管机构、市场主体和市场运营机构不得泄露影响公平竞争的私有信息。

   5.6.2市场成员不得向公众透露公开信息；

   5.6.3市场成员应法律程序要求使用或复制公开和私有信息时，应将有关事项报电力监管机构备案；

   5.6.4泄密事件涉及权益当事人的，当事人可向电力监管机构提出对泄密责任人的投诉；

   5.6.5泄密事件知情者有义务向电力监管机构举报。

6、市场主体注册、变更与注销管理

6.1市场主体注册

6.1.1各市场主体需进行基本信息注册，售电主体基本信息包括：

电站名称、装机容量、国家批复上网电价等；购电主体基本信息包括：

用户名称、账号、最高用电电压等级、电价、基金及附加等。

6.1.2交易机构对市场主体的真实有效性进行审核确认。

6.2市场主体变更市场主体注册完成后需要进行基本信息变更，须向交易机构提交申请，经审核通过后方可进行更改。

6.3市场主体注销恶意扰乱市场的市场主体，第一次进行通报，第二次注销此市场主体的交易资格。

7、附则

   7.1市场主体遭遇不可抗力（指不能预见、不能避免和不能克服的客观情况）免责。

   7.2本细则由交易机构负责解释。

   7.3本细则自颁布之日执行。