2018年云南电力市场化交易实施方案(征求意见稿)

12018年云南电力市场化交易实施方案（征求意见稿）第一章总则第一条为贯彻落实《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、《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源〔2016〕2748号）《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源〔2016〕2784号）、《云南省进一步深化电力体制改革试点方案》（云发〔2016〕10号），规范2018年云南电力市场化交易，进一步完善市场结构和市场体系，促进云南电力市场的稳定发展，做强做优我省能源产业，在总结近年来云南电力市场化交易的基础上，结合云南电力系统运行实际，制定本方案。第二条云南电力市场化交易坚持有利于电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，不断提高电力系统运行效率；坚持有利于营造公平、开放的市场环境，发挥市场对价格的决定作用；坚持加强政府监管职能，更好发挥政府作用，保障有效竞争和市场秩序；坚持节能减排和清洁能源优先上网，促进清洁能源生产和消纳，鼓励用电增长，进一步将我省清洁能源优势转化为经济发展优势，更好促进我省电力工业和经济社会协同发展。第三条本方案适用于云南省内所有发电企业、电网企业、用电企业、售电企业以及并入云南电网统一调度运行的2境外电厂，省外发电企业、售电企业、用电企业在具备条件时，依据有关跨省跨区交易规则或有关省区政府协商一致的意见与省内市场主体开展交易。第四条本方案所称电力(电量)交易，主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户等市场主体，通过自主协商、集中竞价等市场化方式，开展的以年、月等为周期的中长期电力交易，以及以日为周期的短期电力交易。优先发电计划电量现阶段视为厂网双边交易电量，电网企业按照优先发电相关规定统一收购，纳入电力中长期交易范畴执行。第五条云南电力交易市场包括电力直接交易（含协议外西电东送电量交易），合约转让交易、辅助服务等，各类市场主体根据相应交易规则参与各类交易。第六条电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。第七条省工业和信息化委负责全省电力市场化交易管理工作，其他部门在各自职责范围内参与和监管电力市场化工作。第二章市场成员第八条市场成员包括各类发电企业、售电企业、电网3企业、电力用户、电力交易机构、电力调度机构等，其中电力交易机构指昆明电力交易中心有限责任公司（以下简称交易中心）；电力调度机构包括各级电力调度机构。第九条发电企业的权利和义务：（一）按本方案参与电力市场化交易，执行优先发电计划，签订和履行市场化交易形成的购售电合同，对自身市场行为负责；（二）获得公平的输电服务和电网接入服务；（三）执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务；（四）按规定披露和提供信息，获得市场化交易和输配电服务等相关信息；（五）法律法规规定的其他权利和义务。第十条售电企业（售电公司）、电力用户的权利和义务：（一）按本方案参与电力市场化交易，签订和履行交易合同，提供直接交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息，对自身市场行为负责；（二）获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加等；（三）按规定披露和提供信息，获得市场化交易和输配电服务等相关信息；（四）服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行4状况下（如事故、严重供不应求等）按调度机构要求安排用电；（五）遵守省工信委有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理；（六）法律法规规定的其他权利和义务。第十一条电网企业的权利和义务：（一）保障输配电设施的安全稳定运行；（二）为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务；（三）服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统；（四）向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务；（五）按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金与附加等；（六）预测并确定优先购电用户的电量需求，执行优先发用电计划；（七）按政府定价向优先购电用户以及其他不参与市场化交易的电力用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同；（八）按规定披露和提供信息；（九）根据政府授权参与电力市场化交易；5（十）配电网运营企业参照上述条款执行；（十一）法律法规规定的其他权利和义务。第十二条交易中心的权利和义务：（一）组织各类电力交易，负责交易平台建设与运维；（二）负责市场主体的注册管理；（三）负责向市场主体培训宣贯交易方案及相关规定，指导市场主体参与市场化交易；（四）编制交易计划；（五）提供电力交易结算依据（包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等）及相关服务；（六）监视和分析市场运行情况；（七）配合省级电力管理部门和国家能源局云南监管办公室对交易方案进行分析评估，提出修改建议；（八）按规定披露和发布信息；（九）建立市场主体信用评价体系；（十）法律法规规定的其他权利和义务。第十三条电力调度机构的权利和义务：（一）负责安全校核；（二）按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全；（三）向交易中心提供安全约束条件和基础数据，配合交易中心履行市场运营职能；6（四）合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行，并对执行结果做好解释说明；（五）按规定披露和提供电网运行的相关信息；（六）法律法规规定的其他权利和义务。第三章市场准入与退出第十四条交易中心按照《云南省售电侧改革实施方案》、《云南电力市场主体准入与退出管理实施细则》等规定对发电企业、售电公司、电力用户等市场主体的准入和退出进行管理。第十五条发电企业分为优先电厂和市场化电厂。优先电厂指由地调/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）；市场化电厂指纳入省调电力电量平衡的风电场、光伏电厂、火电厂、2004年1月1日后投产由总调调度、省调调度、省地共调电厂。新投电厂按上述原则划分电厂类别。优先电厂按本方案参与辅助服务，暂不参与电力市场化交易，发电上网电量由电网企业根据优先发电相关政策统一收购。根据地州区域电力市场的建立以及一般工商业用户逐步纳入市场化交易，相应逐步放开优先电厂发电计划。市场化电厂必须在交易中心进行注册，按本方案参与电7力直接交易、合约转让交易、辅助服务。市场化电厂除了优先发电计划电量外，其余电量全部通过市场化竞争获得。机组如有新投调试电量，调试电量不参与市场化交易，按照调试电量相关价格政策执行。第十六条用电企业分为优先购电用户和市场化用户。优先购电用户主要包括一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用户、居民生活用户等，优先购电用户由电网企业统一购电，按照政府定价向优先购电用户保障供电。市场化用户指符合国家产业政策、环保安全、节能减排要求并已在交易中心注册的全部专变工业用户（执行大工业电价的电量），同时根据政府要求、市场需求及技术条件成熟逐步支持一般工商业参与市场化交易。符合市场准入条件但未在交易中心注册的用户暂由电网企业按照政府定价承担保底供电服务。省级电力主管部门发文明确同意参与市场化交易的重要公用事业、公益性服务行业用户，用户履行相关注册程序通过后，纳入市场化用户管理，按照本方案参与市场化交易。符合准入条件的用户一旦注册进入电力市场，当年内不能退出市场，无论是否有交易成交电量，全部用电量均按本方案由市场机制定价，不再执行目录电价。第十七条售电公司按照相关规定在交易中心注册通过8后，可按照本方案参与电力市场化交易购电，并向用户提供市场化交易零售服务。第十八条交易中心根据市场主体交易行为评价和诚信记录，对市场主体的准入和交易业务权限等进行相应放开或限制。第十九条电费、交易服务费未按时缴清的用户，保证金、电费、交易服务费未按时缴清的售电公司，交易服务费未按时缴清的电厂，不得参与市场化交易。第二十条售电公司应在交易中心指定银行开通保证金专用银行账户，售电公司可申报交易电量与保证金账户余额挂钩，并按保证金相关管理办法执行。第四章交易组织第一节交易时序安排第二十一条每年底组织开展次年年度交易。省内电量年度交易按照双边协商交易方式组织，协议外西电东送电量年度交易按照广州电力交易中心相关规则执行。第二十二条月度交易前，确定月度优先发电计划。交易中心会同调度机构，根据省工信委公布的优先发电计划方案，并根据月度优先发电和优先购电电量平衡情况，形成电厂的无约束月度优先发电计划，经调度机构安全校核通过后，确定电厂月度优先发电计划。9优先发电计划包括优先电厂可发电量、风电场和光伏电厂保居民电能替代电量、火电厂保障电网安全稳定运行所需电量、火电备用状态确认电量、供气所需电量、贫困老区政策性电量、具有年调节能力及以上水库的水电厂调节电量、协议内西电东送计划分配电量、其他政策性电量（相应电量按省级政府有关部门政策执行）。风电场和光伏电厂保障居民电能替代电量根据居民电能替代需要的金额全年统筹平衡。其中，1至5月以及12月风电、光伏电厂不安排保居民电能替代电量，需参与市场化交易，6至11月风电、光伏电厂全部上网电量均安排为保障居民电能替代电量，不参与市场化交易。第二十三条省内电量月度交易采用双边协商、集中撮合、挂牌等方式进行。一般按照省内优先购电量挂牌交易、双边协商交易、集中撮合交易、挂牌交易（含增量挂牌交易）顺序组织，根据市场需要或其他必要情况，可对上述交易顺序进行调整，并提前告知市场主体。协议外西电东送电量月度交易组织按照广州电力交易中心相关规则执行。第二十四条除落实国家指令性计划和政府间协议送电外，年度、月度交易优先开展省内交易，保障省内电力电量平衡，清洁能源电厂富余发电能力再参与协议外西电东送电量交易。10第二十五条日电量交易在工作日开市，市场买卖双方进行次日发用电量交易（节假日在前一个工作日进行申报交易）。第二节交易基本要求第二十六条市场化电厂以厂为单位进行交易申报，申报电价为上网侧的绝对价格，为含环保电价、含税的价格。各电厂在某交易环节申报电量不超过发电能力扣减已成交电量和优先发电量。未开机火电厂（当月计划开机电厂除外）增加申报最小开机电量，一般不低于单台机组按稳燃出力运行7天电量。若未开机火电厂成交电量低于申报的最小开机电量，则不成交。第二十七条市场化用户以户号为单位进行交易申报，售电公司以公司为单位进行交易申报（包括双边协商交易、日交易在内的所有交易品种），申报电价为电厂上网侧的绝对价格。第二十八条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。除双边协商交易与增量交易外，为保证有序竞争和市场稳定，考虑2018年供需关系，设置申报最低限价和最高限价，最低限价为0.13元/千瓦时，最高限价为0.42元/千瓦时。第二十九条交易组织应优先保障清洁能源生产和消纳，11清洁能源电厂发电能力不足或未能成交的用电缺额，再由火电厂交易成交。第三十条电厂所有电力交易申报、成交、结算均为上网侧电量。如果政府确定的优先发电计划为发电侧负荷的，则在交易申报扣减发电能力时对火电厂发电负荷按照7%的厂用电率进行折算至上网侧，对于清洁能源电厂不折算厂用电率，发电结束后应按照实际厂用电率将发电侧负荷折算至上网侧进行结算。第三节电力直接交易第三十一条双边协商交易（一）可参与交易的市场主体售电主体：水电厂、风电场、光伏电厂、涉热机组火电厂（省级电力管理部门明确）；购电主体：用户、售电公司。（二）信息公示市场主体可在电力交易平台公示双边交易需求的电量、价格及联系方式等信息，其中电量、价格分月明确。市场主体在交易系统中填报公示信息即为同意向所有市场主体公开，是否进行信息填报由购售电双方自行决定，不影响双边协商交易。（三）年度双边协商交易12年度双边协商交易在上一年12月15日前申报。购、售电双方协商确定年度（或多年）双边交易合同，明确分月的交易电量和价格，由售电主体在规定时间内在交易系统中填报，购电主体在规定时间内进行确认。经调度机构安全校核后形成初始成交结果，交易双方根据初始成交结果签订年度双边交易合同，并交由交易中心备案，