一线|2017云南电力交易

电力交易中心根据交易主体需求按双边协商的方式组织年度交易，每年12月份开放一次年度交易，交易主体双边可签订一年或多年双边交易合同。

竞争性用户，竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂。

满足条件的交易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。交易主体在交易系统中填报信息即为同意向所有市场主体公开，是否进行信息填报由交易主体自行决定，不影响双边合同签订和备案。

购、售电主体协商确定年度（多年）分月的交易电量和价格后，由售电主体在交易时间内在交易系统中填报，购电主体在交易时间内进行确认，在交易系统形成初步的年度（多年）交易合同。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标准的年度（多年）交易双边合同,并交由电力交易中心备案。购、售电主体双方签订标准的年度（多年）交易双边合同时，不得自行更改经调度机构安全校核后形成的初始成交结果。

调度机构在月度集中撮合交易开始前，对电厂年度（多年）双边合同的次月电量进行安全复核，并以月度安全复核后的电量作为最终成交结果。

电厂双边合同电量不超过按装机等比例原则所分配的电力外送通道平均送电能力。电厂双边合同电量因安全复核被调减时，用户侧按等比例原则调减双边合同电量，电厂与用户应在双边合同中明确按照调度安全校核后的成交电量作为月度双边合同电量执行。

月度最后一个工作日前，交易主体可对年度（多年）双边合同的下月价格进行协商调整，分月电量不可进行调整。分月价格调整流程如下：由售电主体在交易系统填报经协商调整后的价格，购电主体进行确认生效。若未填报或未经确认，则交易系统默认为年度（多年）交易合同中的分月价格。

月度交易前，交易机构应会同调度机构对月度优先发电量、优先购电量进行电力电量平衡预测分析。

优先发电量=优先电厂的发电量+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+供热和供气所需电量及其他分配电量（相应电量按政府有关部门政策执行）+具有年调节能力及以上水库的水电厂调节电量+溪洛渡电厂留存电量；优先购电量=优先购电用户用电量+符合市场准入条件但未交易的用户用电量。

优先发电量大于优先购电量时，偏差部分由框架协议内西电东送电量进行平衡。优先发电量小于优先购电量时，偏差部分由交易中心组织省内优先购电量挂牌交易。

平衡优先发电量后，剩余的框架协议内西电东送电量作为计划性电量，根据电力主管部门有关分配政策，电力交易中心按要求执行。

电力交易中心按照按框架协议内西电东送电量送出价格扣减输配电价、线损电价对框架协议内西电东送分配电量进行结算。

框架协议内西电东送分配电量需进行事后调整。若框架协议内西电东送电量的实际送电量与计划送电量存在偏差或预分配电量与实际应分配电量存在偏差，则相应对电厂的分配计划进行调整。

月度交易可采用双边协商、集中撮合、挂牌等方式进行。电力交易中心依次组织省内优先购电量挂牌交易、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和框架协议外西电东送电量挂牌交易。

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。

电力交易中心通过交易平台公布优先购电量的挂牌电量，挂牌电量=优先购电量预测值-优先发电量预测值，挂牌电量小于（或等于）零时，取消省内优先购电量的挂牌。挂牌价格暂按中小水电统一上网电价0.235元/千瓦时执行。

电厂通过交易平台申报摘牌电量。

当电厂摘牌电量之和大于挂牌电量时，按电厂摘牌电量的比例进行成交；当电厂摘牌电量之和小于（或等于）挂牌电量时，电厂摘牌电量全部成交。

电厂成交价格为挂牌价格。

竞争性用户，竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂。

电力交易中心每月开启次月月度协商交易，在交易时间内售电主体填报电量、价格，购电主体确认，月底前双方可对价格进行调整。

电力交易中心将购、售电主体双方填报结果提交调度机构进行安全校核，安全校核后的结果作为最终成交结果。

成交价格为售电主体申报价格。

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。

售电主体可采用单段或多段（不高于3段）电量申报方式，申报总量不得大于其发电能力。每段电量申报两个意愿价格，第一意愿价格不低于第二意愿价格。

购电主体中，直接参与市场化交易的用户申报单段电量，每段电量申报两个意愿价格，第一意愿价格不高于第二意愿价格；售电公司可采用多段（不超过代理用户数量）电量申报方式，每段电量申报两个意愿价格，第一意愿价格不高于第二意愿价格。

购、售电主体申报电量首先以双方第一意愿价格撮合成交，剩余电量采用第二意愿价格撮合成交。撮合成交规则如下：

计算购电主体与售电主体价差，价差＝购电申报价-售电申报价。按价差从大到小的顺序确定成交对象、成交电量、成交价格，价差为负不能成交。价差相同时，按以下原则成交：

一个售电主体与多个购电主体价差相同，当售电主体申报电量大于（或等于）购电主体申报电量之和时，按购电主体申报电量成交；当售电主体申报电量小于购电主体申报电量之和时，购电主体按照申报电量比例分配售电主体申报电量。

一个购电主体与多个售电主体价差相同，当购电主体申报电量大于（或等于）售电主体申报电量之和时，按售电主体申报电量成交；当购电主体申报电量小于售电主体申报电量之和时，售电主体按照申报电量比例分配购电主体申报电量。

多个购电主体与多个售电主体价差相同，当售电主体申报电量之和大于（或等于）购电主体申报电量之和时，售电主体按申报电量比例分配购电主体申报电量；当购电主体申报电量之和大于售电主体申报电量之和时，购电主体按申报电量比例分配售电主体申报电量。

售电成交价=售电申报价，购电成交价=购电申报价，购电成交价和售电成交价之间的价差收益纳入结算平衡机制处理。

月度自主挂牌交易

月度自主挂牌交易分为三步进行，第一步是信息公示，第二步是电厂挂牌，用户摘牌；第三步是用户挂牌，电厂摘牌。

用户2017年1-4月以2016年1-4月用电平均值为基数，超基数用电部分可参与增量挂牌交易；2017年5-12月以 2016年5-12月用电平均值为基数，超基数用电部分可参与增量挂牌交易。增量挂牌交易不设最低限价。

根据市场需求及政策需要适时开展临时挂牌交易。

由电网企业代理购电，竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂参与。遵循“省内市场优先，外送消纳次之”的原则，参与西电东送增量交易的电厂，需优先满足省内月度电量交易。有拉水压力和弃水风险的电厂参与框架协议外西电东送增送电量挂牌交易 。

增送电量的挂牌价格在框架协议内西电东送电量价格的基础上进行调整。电力交易中心对框架协议外的增送电量和价格进行挂牌。竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂申报摘牌电量。