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)有关要求，结合云南省实际，总结云南电力交易中心一年多的运行经验，进一步构建有效竞争的市场结构和市场体系，建立相对独立、规范运行的电力交易机构，开展以省内为主、跨区域的电力交易，根据《云南电力市场运营规则》，特制定此方案。
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。
优先电厂指所有清洁能源发电及保障电网安全稳定运行的火电，分为第一类优先电厂、第二类优先电厂和第三类优先电厂。第一类优先电厂包括电网安全稳定运行所需的火电厂(部分电量)、政府确定的按目录电价全电量收购的水电厂及其他类型电厂;第二类优先电厂指风电厂及光伏电厂;第三类优先电厂指不属于一类优先电厂的水电厂。
非优先电厂指火电厂(扣除优先发电电量)。
第一类优先电厂为非竞争性售电主体;第二类优先电厂由于发电波动性大，暂不参与市场竞争交易，通过价格调节因素参与市场;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交易中心完成注册的用户(以下统称为市场用户)和售电企业。
未参与市场交易的用户(含公益性用户)统称为保障性用户，由电网企业统一代理购电。
(三)保障性用电量
保障性用电量指省内保障性用户的用电量。保障性用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。
(六)事后合约转让交易
事后合约转让交易指在月度交易计划执行完毕后、交易结算前进行的合约转让交易。
(七)月度预招标
月度预招标指针对系统可能需要增发电量，交易中心提前面向电厂进行招标。预招标结果作为调度机构安排发电计划的依据之一。
(八)申报价格
1、售电主体申报电价
售电主体的申报电价为上网侧的绝对价格，即：
售电主体申报电价=售电主体目录电价-售电主体调价幅度。
2、购电主体申报电价
购电主体的申报电价为用电侧的绝对价格，即：
购电主体申报电价=购电主体目录电价-购电主体调价幅度。
3、申报数据约束
电厂和用户各月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。
(九)发电量
发电量指用于结算的上网电量。
(十)交易调剂账户
交易调剂账户是指由交易中心管理的资金账户。交易调剂账户的资金来源于各类交易电量的电费结算盈余，资金支出主要用于电费退补和专项支出。
二 、市场交易
(一)交易顺序
云南电力市场交易分为中长期交易和短期交易。现阶段，中长期交易开展年度交易和月度交易，短期交易开展日前交易。遵循“省内需求优先、外送消纳次之”的总体原则，按以下顺序开展各类电力交易：
1、年度交易
(1)汇总根据《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)文件签订的年度双边合同。购售电主体双边合同之外的发用电量可参与其他市场交易。
(2)电厂与市场用户的集中竞价预交易。年度集中竞价预交易的申报数据作为月度集中竞价交易申报的约束条件，预交易结果不作为结算依据。
2、月度交易。
(1)省内保障性用电量的挂牌交易;
(2)框架协议内西电东送电量的挂牌交易;
(3)省内市场电量的集中竞价交易和挂牌交易;
(4)框架协议外西电东送增送电量的挂牌交易;
(5)月度合约转让交易。分为事前合约转让交易和事后合约转让交易。
(6)月度预招标。
3、日前交易。
电厂与市场用户之间的次日增量电量交易。现阶段的日前交易仅在工作日开市(节假日在前一个工作日进行申报交易)。
(二)省内保障性用电量交易
1、交易周期
月度交易。
2、准入条件
(1)售电主体
竞争性售电主体。
(2)购电主体
电网企业统一代理购电。
3、交易方式
挂牌交易。
(1)挂牌
交易中心通过交易平台公布保障性用电量的挂牌电量。
挂牌电量=保障性用电量预测值-非竞争性售电主体发电预测值
由上式计算得到的挂牌电量小于(或等于)零时，取消省内保障性用电量的挂牌。
(2)摘牌
电厂通过交易平台申报摘牌电量和摘牌价格，摘牌下限价格为0.12元/千瓦时，摘牌上限价格为其目录电价。
(3)成交规则
摘牌价格低的电厂优先成交;摘牌价格相同时，水电厂优先成交;摘牌价格相同的同类电厂，按摘牌电量的比例进行成交。
(4)成交价格(P1)
成交价格为电厂的摘牌价格。
(三)框架协议内西电东送电量交易
1、交易周期
月度交易。
2、准入条件
(1)售电主体
第三类优先电厂。
(2)购电主体
框架协议内的西电东送电量，由交易中心进行挂牌。
3、交易方式
(1)挂牌
挂牌价格(折算至发电侧)根据框架协议内西电东送电量的送出价格倒推确定。
挂牌电量=框架协议内西电东送电量-max[0，(非竞争性售电主体发电量预测值 -保障性用电量预测值)]
(2)摘牌方式
电厂申报摘牌电量和摘牌价格。电厂摘牌价格不得高于挂牌价格和其目录电价。
(3)成交规则
摘牌价格低的电厂优先成交。摘牌价格相同时，按摘牌电量的比例进行成交。
(4)成交价格(P2)
(四)省内市场电量交易
1、交易周期
年度交易、月度交易和日前交易。
2、准入条件
(1)售电主体
竞争性售电主体。
(2)购电主体
符合国家和我省产业政策，以及环保、节能减排要求的全部专变工业用户(包括中小微企业)。
符合日前交易标准的用户名单由电力交易中心发布，名单内用户自愿参与日前交易。名单外用户自愿向交易中心提出申请，满足计量要求的方可参与日前交易。
3、交易方式
(1)年度交易
1)汇总年度双边合同
购售电主体根据《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)文件签订的年度双边合同，须在规定的关闸日之前提交至交易中心进行备案。
2)集中竞价预交易
年度集中竞价预交易按月申报、按月成交。年度集中竞价预交易的申报数据作为月度集中竞价交易申报数据的约束条件，成交结果不作为结算依据。
(2)月度交易
月度交易依次开展集中竞价交易和挂牌交易。
1)集中竞价交易
① 竞价申报
各购售电主体月度集中竞价的申报电量只能在年度分月申报电量的70%-130%内进行调整。售电主体的报价上限价格为其目录价格，报价下限价格为0.12元/千瓦时。
② 成交规则
第三类优先电厂首先成交。第三类优先电厂成交之后，若有电量缺额，由非优先电厂进行成交。
按购电主体申报电量由大到小确定用户侧成交顺序，申报电量相同时，申报价格高的用户排序在前。然后按购、售电主体价差从大到小原则确定成交对象、成交电量和成交价格，价差为负不能成交。
价差相同时，按以下原则成交：
一个用户与多个电厂价差相同，当用户申报电量大于(或等于)电厂申报电量之和时，按电厂申报电量成交;当用户申报电量小于电厂申报电量之和时，按照电厂申报电量比例分配用户申报电量。
多个用户与多个电厂价差相同，当电厂申报电量之和大于(或等于)用户申报电量之和时，按电厂申报电量比例分配用户申报电量;当用户申报电量之和大于电厂申报电量之和时，按用户申报电量比例分配电厂申报电量。
③ 成交价格
价差=购电折价-售电申报价，购电折价=购电申报价-输配电价-线损电价-基金及附加
售电成交价(P3)=售电申报价
购电成交价(F2)=购电申报价
购电成交价和售电成交价之间的价差收益全部纳入交易调剂账户。
(3)日前交易
日前交易只进行增量交易，采用集中竞价方式。
1)竞价申报
电厂申报增量发电能力，用户申报增量用电需求。电厂和用户日前交易的申报电量不能超过其当日分解电量的40%。
电厂当日分解电量=[月发电能力-(本月已发电量-本月日前交易累计成交电量)]/本月剩余天数。
用户当日分解电量=[月申报电量-(本月已用电量-本月日前交易累计成交电量)]/本月剩余天数。
除新投产用户和恢复生产用户之外，未参与月度申报的用户不得参加日前交易。
新投产用户或恢复生产用户，若有意愿参加日前交易，需向交易中心预先提交本月用电需求预测，日前交易申报电量根据实际需求申报。
2) 成交规则
按价差从大到小原则确定成交对象、成交电量和成交价格，价差为负不能成交。
价差相同时，按以下原则成交：
一个电厂与多个用户价差相同，当电厂申报电量大于(或等于)用户申报电量之和时，按用户申报电量成交;当电厂申报电量小于用户申报电量之和时，按照用户申报电量比例分配电厂申报电量。
一个用户与多个电厂价差相同，当用户申报电量大于(或等于)电厂申报电量之和时，按电厂申报电量成交;当用户申报电量小于电厂申报电量之和时，按照电厂申报电量比例分配用户申报电量。
多个用户与多个电厂价差相同，当电厂申报电量之和大于(或等于)用户申报电量之和时，按电厂申报电量比例分配用户申报电量;当用户申报电量之和大于电厂申报电量之和时，按用户申报电量比例分配电厂申报电量。
3)成交价格
价差=购电折价-售电申报价，购电折价=购电申报价-输配电价-线损电价-基金及附加。
售电成交价(Pd)=售电申报价
购电成交价(Fd)=购电申报价
购电成交价和售电成交价之间的价差收益全部纳入交易调剂账户。
(五)框架协议外西电东送电量交易
1、交易周期
月度交易。
2、准入条件
(1)售电主体
第三类优先电厂。
(2)购电主体
框架协议外的增送电量，由交易中心进行挂牌。
3、交易方式
(1)挂牌、摘牌
增送电量的挂牌价格在框架协议内西电东送电量挂牌价格的基础上进行调整，价格增幅或降幅由云南电网公司提交交易中心。交易中心对框架协议外的增送电量进行挂牌，电厂摘牌。
(2)成交规则、成交价格
增送电量的成交规则和成交价格(P5)同框架协议内西电东送电量挂牌交易。
(六)合约转让交易
合约转让交易开展月度交易，分为事前合约转让交易和事后合约转让交易。
2、事后合约转让交易
事后合约转让交易开展水水强制置换合约转让交易、合约协商转让交易和水火强制置换合约转让交易。
月度交易执行完毕后，未完成合约电量的电厂与超发电厂按以下次序开展合约转让交易。
(1)水水置换合约转让交易
事后水水置换合约转让交易仅在每年的6-10月开展。
在事前水水置换合约转让交易中，若其他电厂摘牌电量小于有调节能力电厂挂牌电量，有调节能力电厂实际少发电量(以下简称“差额电量”)按其交易加权均价(P8)由其他实际超发电厂承接。当所有电厂实际超发电量之和大于差额电量时，承接电量=差额电量×电厂实际超发电量/所有电厂实际超发电量之和;当所有电厂实际超发电量之和小于差额电量时，电厂实际超发电量即为承接电量。其他电厂需在后期将承接电量按当期自身各类西电东送电量交易和省内市场电量交易成交电量的加权平均价(P9)偿还给有调节能力的水电厂。
(2)合约协商转让交易
1)交易方式
有超发电量的电厂自愿与因自身原因导致少发的电厂或因系统需要导致少发的火电厂进行合约转让交易。
2)成交价格
合约协商转让交易的成交价格由交易双方协商确定。
卖出合约方成交价格为P10(价格不得高于自身各类西电东送电量交易和省内市场电量交易成交电量的加权平均价)，买入合约方的价格为P11。
(3)水火强制置换合约转让交易
1)交易方式
经合约协商转让交易后，仍存在少发的火电与仍存在超发的水电厂进行事后水火强制置换合约转让交易。当所有水电厂实际超发电量之和大于火电厂少发电量时，承接电量=火电厂少发电量×水电厂实际超发电量/所有水电厂实际超发电量之和;当所有水电厂实际超发电量之和小于火电厂少发电量时，水电厂实际超发电量即为承接电量。未进行转让交易的电量视为偏差电量，按偏差电量的考核方法进行结算。
2)成交价格
卖出合约方(火电)成交价格(P12)为其省内市场电量交易加权平均价格的80%。当P12的价格大于买入合约方目录电价时，买入合约方的成交价格(P13)等于买入合约方目录电价，价差收益纳入交易调剂账户。
(七)月度预招标
交易中心公布月度集中竞价交易中发电侧的最低成交价(P16')和平均成交价(P16'')。
电厂申报增发电量价格，申报价格限定在P16'和P16''之间。电厂月度预招标的申报价格作为调度机构安排发电计划的依据之一。
参与月度预招标的电厂，进行事后合约转让交易后仍存在的超发电量，按其月度预招标的申报价格(P16)结算。
未参与月度预招标的电厂，进行事后合约转让交易后仍存在的超发电量，按月度集中竞价交易的最低成交价(P16')结算。
三 、结算
(一)购电主体结算
1、结算原则
(1)保障性用户按目录电价和月度实际用电量进行结算。
(2)市场用户和售电企业首先进行日前交易电量的结算和偏差考核，其次进行月度交易电量的结算和偏差考核。
2、市场用户和售电企业的结算步骤与偏差考核
(1)日前交易结算
1)市场用户和售电企业次日实际用电量Urd大于日前交易成交电量Ud时，日前交易结算电量即为日前交易成交电量，超过日前交易成交电量的部分，计入月度交易用电。
2)市场用户和售电企业次日实际用电量Urd小于日前交易成交电量Ud时，日前交易结算电量即为实际用电量。
3)根据日前交易各日的实际结算电量和成交价格，计算加权平均价(Fd)，加权平均价与累计结算电量(Ud)的乘积即为日前交易电费;未完成的日前交易电量按0.03元/千瓦时的价格支付违约电费。
(2)月度交易结算
市场用户和售电企业月度用电量Ur扣减日前交易累计结算电量Ud作为月度交易用电量Urt(含年度双边合同当月分解电量，下同)。即：Urt=Ur-Ud。
当市场用户和售电企业月度交易用电量Urt小于年度双边合同当月分解电量Ug时，Urt即为双边合同完成电量，Urt和双边合同偏差电量(Ug-Urt)由购售电主体依据合同约定自行结算。市场用户和售电企业月度交易实际用电量Urm(不含年度双边合同当月分解电量，下同)为零。
当市场用户和售电企业月度交易用电量Urt大于年度双边合同当月分解电量Ug时，市场用户和售电企业月度交易用电量Urt扣减年度双边合同当月分解电量Ug后，作为月度交易实际用电量Urm。即：Urm=Urt- Ug
1)市场用户和售电企业月度交易实际用电量Urm大于月度交易成交电量Um(不含年度双边合同当月分解电量Ug，下同)时，月度交易成交电量按月度交易加权平均价结算，超用电量按其目录电价结算。
2)市场用户和售电企业月度交易实际用电量Urm小于月度交易成交电量Um时，按其各类月度交易加权平均价F0结算其实际用电量，未完成的月度交易电量按0.03元/千瓦时的价格支付违约电费。
3)由于电网原因或不可抗力因素导致市场用户和售电企业未完成的交易电量，由州市工信委和当地供电局共同认定，免除考核。
(二)竞争性售电主体结算
1、结算原则
竞争性售电主体首先进行日前交易电量的结算和偏差考核，其次进行月度交易电量的结算和偏差考核。
2、竞争性售电主体电厂的结算步骤与偏差考核
(1)日前交易结算
1)计算合约电量电费
根据电厂各日的成交电量和成交价格，计算日前交易的总成交电量Qd及加权平均价格Pd，电厂日前交易的合约电量电费Sd=Pd×Qd。
2)计算偏差电量结算费用
①当电厂次日实际发电量小于日前交易成交电量时，未完成的交易电量视为违约电量。根据电厂各日的违约电量计算日前交易的总违约电量Qd'，违约电量按Pd'=(Pd+0.03元/千瓦时)的价格退返电费，电厂日前交易的偏差电量结算费用Sd'= - Pd' ×Qd'。
②当电厂次日实际发电量大于日前交易成交电量时，超出的电量计入月度交易发电量，无偏差电量结算费用。
3)计算日前交易实际电费收益
电厂日前交易实际电费收益Srd=Sd+Sd’。
(2)月度交易结算
电厂月度发电量Qr扣减日前交易累计结算电量Qrd为月度交易发电量Qrt(含年度双边合同当月分解电量)。即：Qrt=Qr-Qrd。
当电厂月度交易发电量Qrt小于对应用户年度双边合同当月实际完成电量Urg时，Qrt即为电厂实际完成的双边合同电量，Qrt和双边合同偏差电量(Urg-Qrt)由购售电主体依据合同约定自行结算，此时电厂月度交易实际发电量Qrm(不含年度双边合同当月分解电量，下同)为零。
当电厂月度交易发电量Qrt大于对应用户年度双边合同当月实际完成电量Urg时，电厂月度交易发电量Qrt扣减用户年度双边合同当月实际完成电量Urg，作为月度交易实际发电量Qrm。即：Qrm=Qrt- Urg。
1)计算省内保障性用电量交易结算电费
2)计算省内市场电量交易和西电东送电量交易结算电费
根据电厂参与的各类省内市场电量交易和西电东送电量交易的成交电量和成交价格，计算省内市场电量交易和西电东送交易的总成交电量Q0、加权平均价格P0和电量电费S0。
3)计算月度合约转让交易结算电费
根据电厂各类月度合约转让交易的成交电量和成交价格，计算月度合约转让交易电量Q0'、月度合约转让交易电量电费S0'。
4)计算偏差电量结算费用
根据电厂月度交易实际发电量Qrm、保障性用电量交易成交电量Q1、非保障性用电量交易成交电量Qm，计算偏差电量结算费用Sm'。其中，Qm=Q0+Q0'。
①当电厂月度交易实际发电量Qrm小于保障性用电量交易成交电量Q1，即Qrm
少发的保障性用电量交易电量Q1'=Q1-Qrm，按P1的价格退返电费;
对少发的非保障性用电量交易电量Qm进行责任认定，因系统需要导致少发的非保障性用电量交易电量Q14，按P14=(P0-0.03元/千瓦时)的价格退返电费;因自身原因导致少发的非保障性用电量交易电量Q15，按P15=(P0+0.03元/千瓦时)的价格退返电费。其中，Q14+Q15= Qm。
②当电厂月度交易实际发电量Qrm大于保障性用电量交易成交电量且小于(或等于)月度交易合约电量，即Q1
对少发电量Q1+Qm-Qrm进行责任认定，因系统需要导致的少发电量Q14，按P14=(P0-0.03元/千瓦时)的价格退返电费;因自身原因导致的少发电量Q15，按P15=(P0+0.03元/千瓦时)的价格退返电费。其中，Q14+Q15=Q1+Qm-Qrm。
③当电厂月度交易实际发电量大于月度交易合约电量，即Qrm>Q1+Qm时，
超发电量Q16=Qrm-(Q1+Qm)，按月度预招标的价格P16进行结算;未参与预招标的电厂，按预招标下限价格P16'结算。
4)计算月度交易实际电费收益
电厂月度交易实际电费收益Srm=S1+S0+S0'+Sm'。
(3)月度总电费结算
电厂月度总电费Srt=电厂月度交易实际电费收益+电厂日前交易实际电费收益=Srm+Srd
(三)非竞争性售电主体结算
(1)一类优先电厂
1)发电量全额收购的一般优先电厂
发电量全额收购的一般优先电厂，按月度实际发电量和其目录电价结算。
2)电网安全稳定运行所需要的火电厂
电网安全稳定运行所需要的火电厂，按目录电价结算电网安全稳定运行所需发电量。
(2)二类优先电厂(风电、光伏)
结算电价为风电(光伏)标杆上网电价扣减参与市场竞争的优先电厂上网电价平均降幅。风电(光伏)标杆上网电价与结算电价间的价差收益纳入交易调剂账户。
风电(光伏)结算电价=风电(光伏)标杆上网电价-参与市场竞争的优先电厂上网电价平均降幅
其中：电厂i为第三类优先电厂， n为所有三类优先电厂总数。
四 、其他事项
(一)信息披露
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
(1)交易前信息披露
交易中心公布电力供需形势预测、电网安全约束信息和报价约束信息。
电力供需形势预测包括系统发电能力预测、系统用电需求预测等。
电网安全约束信息包括通道能力、主要设备检修计划等。
报价约束信息包括各售电主体和购电主体的申报电量约束、上限价格和下限价格等。
(2)交易后信息披露
交易中心公布交易结果，包括成交电量、最低成交价格、最高成交价格、平均成交价格等。
2、结算信息披露
交易中心公布偏差电量责任认定结果、交易调剂账户资金收入及支出情况。
(二)电量偏差责任认定方法
1、发电侧
根据月度实际来水情况，测算电厂实际发电能力T0。假设电厂月度交易成交电量为T1，日前交易累计结算电量为T2;电厂月度实际发电量为T。
(1)当T<(T1+T2)
(2)当T< T0 <(T1+T2)时，[(T1+T2)-T0 ]为因电厂自身原因导致的少发电量，T0-T为系统运行需要导致的少发电量。
(3)当T>(T1+T2)时，[ T-(T1+T2)]为电厂超发电量。
2、用户侧
由于电网原因或不可抗力因素导致市场用户和售电企业未完成的交易电量，免除考核。
(三)交易调剂账户资金管理
交易调剂账户是指由交易中心管理的资金账户。交易调剂账户的资金来源于各类交易电量的电费结算盈余，资金支出主要用于电费退补和专项支出。
1、资金来源
方案1：电网企业按月收取准许收入，月度电费结算总盈余扣减月度准许收入后纳入交易调剂账户。
方案2：分别计算各类交易电量的电费结算盈余，直接纳入交易调剂账户。
1) 省内市场电量交易中购电成交价与售电成交价之间的价差收益;
2)事后水火强制置换合约转让交易中，合约转让价格高于买入合约方目录电价时产生的价差收益;
3)风电标杆电价与结算价格之间的价差收益;
4)电厂和用户支付的违约电费。
2、资金支出
1)对因系统原因导致少发电量的电厂进行补偿;
2)用于支付火电长期备用容量费等专项支出;
3)其他支出事项。
交易调剂账户的具体管理办法由政府另行制定并公布，经国家批准后执行。
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