有人预测，云南和贵州将成为国内首轮电改综合试点。关于云南成为电改综合试点，进行输配电价、电力交易、售电侧和跨省跨区电力交易的原因，本期电力急先锋将带你详细探寻。
云南为了解决弃水的问题，加大电网输送和建设大用户专用输电通道是两大解决途径。虽然随着云南的水电和广东的火电逐渐扩张，让云南水电的消纳情况越来越棘手，通过大用户直购电的方式无法彻底解决这个问题，但是也具有缓解的作用。
延伸阅读：
【云南直购电试点获批 电网输配电价将实行两部制】
云南省电力用户和发电企业直接交易(直购电)试点的输配电价获得批复，作为电力体制改革综合试点的云南在探索电价市场化方面迈出关键一步，这将促进云南电源矛盾的解决，电解铝等大工业用电成本也有望下降。
根据新政策，参与云南直购电试点的大用户购电价格，由直接交易电价、电网输配电价和政府性基金及附加三部分构成。其中，直接交易电价由电力用户和发电企业协商确定，政府性基金和附加由电网代收。电网输配电价实行两部制电价，基本电价执行云南电网现行销售电价表中的大工业用电的基本电价标准;电量电价为每千瓦时0.125元(不含线损)，其中，110千伏电量电价为每千瓦时0.105元，220千伏电量电价为0.086元。耗损率参照近3年实际耗损率，由省内价格部门参照决定。 记者发现，如果按照云南省内平均每千瓦时0.2元左右的水电上网电价计算，加上已获批复的每千瓦时0.125元的输配电价，再加上容量电价(基本电价)和线损，最终直购电销售侧电价有望在每千瓦时0.4元以内，这较云南每千瓦时0.5元的大工业平均用电价格更为便宜。
中国水利发电工程学会副秘书长张博庭认为，此次获批输配电价是向市场化迈出的关键一步，为将来实现竞价上网创造了可能。不过要解决云南弃水问题，仍需要加大电网输送能力的建设，同时也可以建设一些大用户专用输电通道。此外，水电大用户直购将促进电解铝等大工业用电成本的下降，提高产业竞争力。
中电联副秘书长欧阳昌裕表示，在水电较丰富的省份开展大用户直购电需要政府进行合理引导，选择那些符合产业政策、高科技、高附加值的企业试点进行，也可以在一定程度上减少弃水现象。
【用直购电解决云南弃水窝电？不可行！】
无论是富余水电消纳，还是大用户直购电，地方政府的主要初衷是扶持重点工业企业以稳增长、保就业。不过，在发电企业一方，也存在电力过剩的问题。据云南电网测算，云南省每年有2000多万千瓦装机的富余电力，水电占据一半，且2015年还将增加约308万千瓦水电装机。
多位受访业内人士和专家认为，云南电改的试点内容尚未充分体现市场化取向，更多地是在政府指令下，让电厂和电网向工业企业适当让利的权宜之计。
在云南省整个电力行业中，水电企业和电网的盈利能力最强。据悉，2013年云南省水电行业整体盈利44亿元，云南电网盈利12亿元。
但电企和电网都担心，如果大幅让利于工业企业，其盈利形势是否能够持续。2014年的富余水电消纳和大用户直购电交易，如果全部与正常电价相比，水电企业共让利约7.6亿元，云南电网让利约5亿元。
去年盈利12亿元的云南电网预计，2014年其盈利水平或将为零。
富余水电消纳和大用户直购电试点分别涉及的96亿度和86亿度电量，即便将其全部视为政策带来的新增电量，也难以解决云南的水电过剩。云南省工信委预计，今年云南省仍然有170亿度的弃水电量。
10月开始，国家能源局组织四川和云南监管办公室调查两地弃水问题，试图寻找解决弃水电量问题的根本路径。
按国家规划，作为西电东送水电基地的云南省，其发电量并不局限在本省消纳，而是在南方电网范围内消纳，其中用电大省广东是其最重要的目标客户。
按照云南和广东签署的送电框架协议，今年合同最大送电量本拟为815亿度，经过多次协调，才将这一数字提高到880亿度。
十余年前，云南水电建设进入高峰期，而广东本地近些年也上马了不少火电项目，两边投产后，矛盾开始凸显，云南水电“窝电”现象逐渐加剧。
外送通道难题也是造成富余电力的重要推手。早在2010年，金沙江中游电站送电广西320万千瓦直流输变电工程就已获得国家能源局的审批。但直流送电工程难以给云南当地带来收益，遭到冷遇，被搁置了两年。期间，早已规划好的阿海、鲁地拉等大型水电站相继建成投产，却不得不面临电力无处输送的窘境。
面对不断加剧的“窝电”局面，2013年底，这一直流输变电工程才得以重启，但最早也要在2016年才能建好。（来源：《财经国家周刊》）
【电改云南样本 直购电交易机制待完善】
在新一轮电力体制改革中，云南是国务院确定的全国电力价格改革试点省。
20年9月30日，用电大户云铝股份发布公告，成为该省第一家实施直购电试点的企业。但21世纪经济报道记者采访获悉，至今，直购电试点交易双方均无法给出明确的交易价格，双方均表示“现在还没法确定。”
这意味着云南直购电的利益分配机制尚未确立。
所谓直购电，即发电企业与电力用户直接交易试点。
华能澜沧江公司下属景洪电站是云南直购电试点的售电主体，12月15日该公司相关负责人透露，“我们直接出售的电价会低于0.246元/度(景洪电站水电上网价)。”景洪电厂一相关负责人也表示，现在直购电方案还没出来，最终的交易价格还没确定。
云铝股份早在9月就公告，经过与相关发电企业及电网公司协商，在政府确定的交易平台下，云铝股份用电机制由原来执行云南省发改委核定的大工业类电价转变为常态化的以直接交易为主的市场化用电机制。
“该机制实施后，公司购电成本与执行目录电价相比明显下降，预计下降幅度为0.05元/千瓦时左右。”云铝股份董秘饶罡对21世纪经济报道记者说，用电价格降幅要等年底计算全年用电量后才知晓。
富余电量消纳先行试点直购电
按照《云南省人民政府关于加快产业转型升级促进经济平稳较快增长的意见》和《云南省工业和信息化委关于印发2014年汛期富余水电市场化消纳工作方案的通知》(下称通知)，云南省拟以丰水期富余电量的消纳来转变购电方式。
云南水电的消纳途径有两条，一个是本地消纳，一个是西电东送。随着云南水电、广东火电项目的高速建设，供过于求的矛盾开始凸显。按照云南和广东签署的送电框架协议，云南电网今年的合同最大送电量815亿度，云南想争取外送广东900亿度，但是最终广东只接受了880亿度，外送压力可见一斑。
云南电网统计，云南省每年有1000多万千瓦的富余装机，2015年水电装机还将增加约308万千瓦，云南富余水电将越来越多。所谓富余电量，就是发电能力减去电网公司消纳能力的部分。
“平均分配到每个水电厂的发电量比过去两年有所减少。”云南电网公司向媒体坦陈水电消纳趋势。
通知中附有《云南省2014年汛期富余水电市场化消纳工作方案》，规定市场主体包括购电主体、售电主体、电网经营企业和电力交易机构。
富余水电的售电侧有小湾、糯扎渡、功果桥、金安桥、阿海、龙开口、鲁地拉、大盈江四级、戈兰滩和大朝山等10家单机10万千瓦以上的水电站。
用电侧为月生产用电量超过500万千瓦时的电解铝、黄磷、铁合金、工业硅、钢铁、水泥、电石、烧碱、铜、锡、铅锌等行业198家重点工业企业。电解铝是最渴望直供电的行业，降低电价，高耗能企业就能减亏甚至扭亏。云铝股份首当其冲。
购电主体增量用电竞争交易由售电主体和购电主体双向报价，采取降价幅度报价方式。购售电主体采取自由报价，报价以国家批复电价为基础，即以丰水期平时段电价为基准。电力交易机构根据售电主体和购电主体报价情况，按照价格优先的原则进行撮合，达成交易意向，并形成售电主体的售电成交价和购电主体的购电成交价。
据知情人士介绍，在富余水电消纳方案中，云铝股份获得的用电价格为0.435元/度，交易电量为55亿度。
首批交易主体积极性不高
8月，云南工信委明确列出6月至10月上述十大水电站的申报降价幅度和富余电量，平均降幅为0.0815元/千瓦时，列示的富余电量总计93亿多度。
云南省工信委人士表示，低价电刺激用电大户增加开工率，首先水电企业是受益方。据统计，参与方案的水电企业，被核定多发了96亿度电，增加收入14.4亿元。
不过，一家水电企业表示，富余电量不是自己申报的。据媒体报道，上述十家单机10万千瓦以上的水电站，初期冷对富余水电消纳方案，未付诸行动，大多数是被迫参加。
云南省水电行业主管部门一位工作人员告诉21世纪经济报道记者原因，大型水电站一般都有调节库容，认为弃水压力并不严重。更有水电企业认为未来电量销售的空间在于外送通道的开辟，而不是现在直接对用户降价让利。
如景洪水电站的上网电价是0.246元/度，如果实施直购电后，按照上述该公司负责人交易电价低于0.246元/度的说法，其利益受损。不过，21世纪经济报道记者从景洪电站了解到，2014年度景洪电站弃水严重。云铝股份的直购行为是否舒缓了景洪电站的弃水压力，减少了景洪电站更大的损失，目前还没有公开的定论。
华能澜沧江水电有限公司相关负责人除了担心最终的结算价格过低外，在接受媒体采访时还表示，“一家电站仅与一个用户绑定，这样的风险很大。如果云铝突然出现经营困难或无法及时支付电费，将会影响电站的现金流。”
再来看电网公司。云南工信委认为，电网公司也是电改的受益方之一。虽然在富余水电消纳过程中，云南电网的输配电价比国家发改委核定的价格平均每度降了2分钱，但因为输送的96亿度电是富余水电，云南电网也增加收入近10亿元。但据21世纪经济报道记者所知，因直购电的价格低于发电企业的上网价格，电网公司在推进直购电的过程中，曾表现迟缓。
有消息称，目前云南省工信委已经开始起草2015年富余水电消纳方案，售电侧范围有可能扩展到所有水电企业，消纳时间也有可能从汛期扩展到全年，工业用户的范围也将扩展到用电在35千伏以上的所有工业企业。
市场化难题
云铝股份公布的估算数据显示，实施直购电后，其电价降幅0.05元/度左右。有知情人士预期，电价在0.45元/度左右。景洪电厂透露的交易电价低于0.246元/度，那中间仍然有0.21元/度价差，这个价差远高于输配费用。
云南电网曾表示，云铝股份与景洪电站实行直购电，没有考虑电网的交叉补贴，交叉补贴其实最后只能由电网承担。交叉补贴是指国家在核定用户电价时，压低了居民、农村等用户的用电价格，调高工商业用户用电价格，形成的补贴。云南电网计算这部分补贴涉及3.2亿元。
云南政府官员透露，云南并没有选择上网价格在0.2元/度以下的电站作为直购电的售电侧，而选择了上网价适中的景洪电站作为直购电售电侧试点，就是考虑到交叉补贴因素，让电网公司少受损失。
按照原来的直购电试点方案，交易电价加输配费用等费用为云铝股份最终的用电价格。目前，只核准了一个输配电价，如何确定交易电价还缺乏相关配套政策。几家水电企业在接受记者采访时表示，目前还不能自主选择交易对象和交易价格，所有的交易都要听政府安排。
同样是试点直购电，电量交易起步早、交易规模较大的“蒙西地区”交易却很活跃。今年，其电量交易将达到360亿度，占蒙西电网输送量的25%，实现多赢。在全国工业用电量下降的情况下，蒙西地区的工业用电量今年却增长10%。蒙西地区电网总资产500亿元，利润30亿元，资产收益率远远超过亏损中的蒙东地区电网。
不过内蒙古经信部门表示，直购电比例再提高，也有压力。我国的电源建设就不是市场化的，在负荷高的地方可能缺电源点，买不到电，在坑口电站附近没有负荷，如果完全市场化，那富余地区的电就卖不出去。还有就是电力生产企业集中度高，五大电力集团具有较强的市场支配地位，如果完全靠直接交易，用电企业在价格谈判过程中处于弱势地位。（来源：21世纪经济报道）
【云南省工信委发布《关于2015年云南电力市场化工作方案和实施细则》的通知】
云工信电力〔2014〕941号
各州市工信委，云南电网公司，各相关发电企业和用电企业：
为做好2015年电力市场化交易工作，现下发《2015年云南电力市场化工作方案》、《2015年云南电力市场化交易实施细则》和《2015年云南电力市场交易电厂基数电量方案》请遵照执行。
省工业和信息化委
2014年12月22日
附件1
2015年云南电力市场化工作方案
为充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，结合我省电力运行的实际，在总结2014年汛期富余水电市场化消纳经验基础上， 进一步健全和完善市场机制，按照对全省工业大、中、小微企业公平开放的原则，制订了2015年云南电力市场化工作方案。
一、基本原则
坚持节能公平共同发展原则。坚决贯彻国家节能减排战略，坚决执行国家及云南省节能发电调度政策，优先吸纳可再生能源，充分发挥云南资源优势，促进节能减排和电力产业结构优化升级。积极构建公平开放、公平竞争、公开透明、互利共赢、共同发展的电力市场。
坚持安全发展原则。遵循电力运行规律，统一部署、循序渐进，参与各方服从调度安排，满足调度安全校核要求，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，降低电力系统大面积停电风险。
坚持市场化方向原则。区分竞争性和公益性环节，自愿参与开展有效竞争，构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，形成适应市场要求的电价，激发企业内在活力，更好地发挥市场在资源优化配置中的作用。
坚持民生优先原则。充分考虑企业和社会的承受能力，优先保障基本公共服务电力供给，妥善处理分类用电交叉补贴问题，确保居民生活、农业生产等民生用电，切实保障民生。
二、市场主体
电力市场化主体包括购电主体、售电主体和输配电主体。
(一)购电主体
购电主体为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)、西电东送购电主体。这部分用户统称市场化用户。
按照循序渐进和民生优先的原则，一般工商业用电、居民生活用电、农业生产用电等民生用电不纳入市场化交易，这部分用户统称非市场化用户。
(二)售电主体
售电主体为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具备条件后另行明确)。
(三)输配电主体
输配电主体为云南电网有限责任公司。
三、市场模式
2015年云南电力市场交易采用集中撮合交易、发电权交易、挂牌交易、直接交易4种交易模式。市场化交易按照优先保障省内需求、再满足外送需求的总体原则，各市场主体自由选择交易模式。
(一)集中撮合交易
集中撮合是指售电主体与购电主体在电力交易平台集中申报需求和价格，由系统按照价差排序原则进行交易匹配形成交易结果。年度交易分月申报电量及电价;月度交易允许对年度申报当月电量和电价作一次调整。
(二)发电权交易
发电权交易是指售电主体基于节能减排、自身原因或其它因素出让部分或全部电量。结合云南实际，为实现水能充分合理利用，依据节能发电调度原则，目前仅进行水火发电权交易。
交易机构每月公布火电必须置换的电量，采取三级发电权交易方式。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，经安全校核后形成最终的水火置换成交结果。第二级：挂牌交易。若第一级交易成交电量小于火电必须置换的电量，火电企业对剩余可置换电量进行挂牌，由未达控制水位或有富余电量的水电自主摘牌交易。第三级：政府确定。若一、二级交易电量仍低于火电必须置换的电量，剩余电量由电力行政主管部门协调确定。
(三)挂牌交易
挂牌交易是指买方或卖方通过电力交易系统，将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的一方提出接受该要约的申请，按照“时间优先、比例分配”的原则成交的一种交易方式。
西电东送，原则上根据云南省人民政府与广东省人民政府和广西自治区人民政府协商确定的电量规模和价格水平，由云南电网有限责任公司组织外送。协议以外增送电量进行月度挂牌交易。
(四)直接交易
直接交易是指电力用户与发电企业根据国家和我省相关政策规定，自主协商交易电量、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交易结果。
四、市场规模
(一)市场化交易周期
2015年1月-12月。
(二)市场化电量
确定原则：云铝以2014年基数电量作为2015年基数电量，其他电解铝用户基数电量按云铝2014年基数电量占其全年电量比重进行确定。其他用户以2014年用电量扣减2014年市场化交易电量后的月平均电量作为2015年基数电量。
电量规模：约300亿千瓦时。
五、市场组织
省工业和信息化委员会牵头组织实施，省能源局、物价局、国家能源局云南监管办、云南电网有限责任公司按照各自职责分工参与电力市场化交易工作。
省工业和信息化委员会牵头制定2015年云南电力市场化方案和实施细则，负责公布交易信息，并牵头组织实施。
省物价局负责按照国家发改委要求完善和确定输配电价。
国家能源局云南监管办负责对市场交易实施过程进行监管。
云南电力交易中心负责云南电力市场交易、结算和管理。
云南电网有限责任公司负责提供输配电服务。
六、其他
(一)我省独立价区内用户可自由选择现行联动电价模式或工作方案中的交易模式，交易模式选定后不得进行更改。
(二)遵守国家法律法规、市场化交易规则，并接受监督和服从管理。
(三)市场交易相关争议，由省工业和信息化委员会牵头协调。
附件2
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
4.2.1 2015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。
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。
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。
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
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
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
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。
附件3
2015年市场化交易电厂基数电量方案
一、年度基数电量确定原则
(一)2014年10月后投产且220kV以上并网的电厂不分配基数电量。
(二)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。
(三)2014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。
(四)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)。
二、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，各水电厂2015年发电能力按澜沧江流域来水较多年平均偏枯1成，金沙江流域来水较多年平均持平，其他流域按偏枯2～4成考虑，水电厂各月分配基数电量见附表1。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，火电厂各月分配基数电量见附表2。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。
附表1
水电厂分月基数电量表(单位：亿千瓦时)
附表2
火电厂分月基数电量表(单位：亿千瓦时)
【输配电价改革云南列入试点 核心是厘清输配电价成本】
国家发展改革委印发《关于贯彻中发[2015]9号文件精神 加快推进输配电价改革的通知》，部署扩大输配电价改革试点范围，加快推进输配电价改革。其中，云南省被列入先期输配电价改革试点范围。
改革内容
全方位直接监管输配电价
通知规定，在深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点的基础上，将安徽、湖北、宁夏、云南省(区)列入先期输配电价改革试点范围，按“准许成本加合理收益”原则单独核定输配电价。鼓励具备条件的其他地区开展改革试点。试点范围以外地区也要同步开展输配电价摸底测算工作，全面调查摸清电网输配电资产、成本和企业效益情况，初步测算输配电价水平，研究提出推进输配电价改革的工作思路。
通知明确，通过加快输配电价改革，建立健全对电网企业成本约束和收入监管机制，对电网企业监管由现行核定购电售电两头价格、电网企业获得差价收入的间接监管，改变为以电网资产为基础对输配电收入、成本和价格全方位直接监管。同时，积极稳妥推进电价市场化，结合电力体制改革，把输配电价与发售电价在形成机制上分开，分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。
专家解读
核心是厘清输配电价成本
有不愿具名的专家表示，此前电网企业不仅承担着输配电的职能，还参与购电、售电。这次改革一个重点就是明确电网企业的主要职能就是输配电，收取“过网费”，转变以往电网公司“低买高卖”的盈利模式，核心是厘清输配电价成本。
另外，因为电网企业的成本都是自己上报，比如占最大头的折旧费和“其他费用”，到底是怎么算出来的，外界实际上不清楚。不少专家表示，担忧电网企业能否严格控制成本。此前，电网的输配成本和售电收入无法纳入监管，企业成本控制效果难以判断，电网企业采用的折旧率差异很大，电网会因利润压力采取各种措施控制成本，而电网对购销价差的依赖也为压低上网电价留出了空间，更无法判断电网销售收入中输配电和回收购电成本的份额。现在，政府将对输配电收入、成本和价格全方位直接监管，使输配电价稳定下来，电力的生产方和需求方就可以形成直接交易，让用电企业参与进来打破发电企业和电网的垄断格局。
制定配套办法确保监管到位
目前，我国各类用户之间、同类用户不同电压等级间存在交叉补贴，这也使得厘清电价成本有了一定压力。此前有相关业内人士指出，试点后应配套制定输配电收入监管办法和电价平衡账户管理办法，确保监管到位，同时研究大用户直购电输配电价和非直购电用户输配电价和销售电价调整办法，改善输配电价结构。试点落实之后，还应在全国推广，制定统一的分价区跨省跨区输电价格，适应区域电力市场建设，并将售电功能和电网输配功能分离，制定纯网络业务的输配电价，以适应零售商进入电力市场。
不过，不少业内人士表示，发改委此次推进输配电价改革试点范围扩大意义非凡，值得期待。
【云南电力市场化交易领跑全国】
当前，新一轮电力体制改革正向核心区推进，云南电网公司紧紧抓住电力改革试点的重要机遇，推进电力市场化交易，促进了富余水电的消纳，实现了多方共赢，逐渐探索出了一条符合云南实际的电改之路——“3134”云南电力市场化交易模式。今年1至8月，云南电网成交电量189.9亿千瓦时，有效降低了工业企业成本，稳定和扩大了工业生产，“稳存量，促增量”的作用十分明显，为云南省上半年GDP增长8%作出了贡献，为云南省全年实现GDP增长9%奠定了基石。云南电力市场化工作取得的成效也得到了国家发改委、能源局的肯定，为我国电力体制改革积累了宝贵经验。
“客户受益8.3亿元，发电厂增加售电收入12.4亿元，云南电网有限责任公司新增售电量39亿千瓦时，实现了多方共赢。”这是2014年云南电网有限责任公司运用市场化交易机制最大限度消纳水电，带来的明显成效。
2014年，云南电网有限责任公司配合云南省政府出台了《2014年汛期富余水电市场化消纳方案》，全省9家水电企业、87家用电企业参与了市场化竞价交易，协议成交电量94亿千瓦时，实际交易电量82亿千瓦时。
今年，云南电网有限责任公司在认真总结2014年经验的基础上，配合政府部门制定了2015年市场化交易工作方案及相关实施细则，建立了较为完善的交易规则和市场运作模式。
领跑全国：国家发改委、能源局肯定市场化交易
今年1月28日，国家发改委《经济运行与调节》全文刊发了《2015年云南电力市场化工作方案》，要求各云南省市区认真学习借鉴，云南电力市场化建设契合新一轮电改方向，走在了全国前列。
今年3月，中共中央、国务院下发《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“准许成本加合理收益”原则单独核定输配电价。在省委、省政府和南方电网公司的指导下，云南电网公司和全省发电企业等密切配合，结合全省实际，全力推进试点工作，目前已建成了“三个主体，一个中心，三个市场，四种模式”的“3134”云南电力市场化交易模式。
今年5月，国家发改委、能源局调研组调研云南时，也对云南电力市场化工作取得的成绩给予高度肯定。
成效显著：1至8月市场化交易成交电量189.9亿千瓦时
通过积极推进云南省内电力市场化交易，“稳存量，促增量”的作用十分明显。
2015年1至8月，云南电网成交电量189.9亿千瓦时，有效稳住了云南省内用电负荷负增长;从3月开始，云南电网实施西电东送计划外交易，成交电量44.5亿千瓦时，有力促进了富余水电消纳;通过开展清洁能源市场化交易，成交电量51.18亿千瓦时，有效缓解了云南水火矛盾。电力市场化交易实际为工业企业减少电费支出20.13亿元。其中，云南电网有限责任公司承担8.08亿元，承担比例40.14%，48家发电企业共承担12.05亿元，平均承担比例1.25%，有效降低了工业企业成本，稳定和扩大了工业生产。
通过推进云南省内电力市场化交易也促进了云南电网公司售电量的增长。据统计， 1至8月，云南电网公司完成售电量1196.1亿千瓦时，同比增长3.16%;省内售电量718.2亿千瓦时，同比降低1.11%;西电东送电量(含溪洛渡)581.92亿千瓦时，其中，云南售广东电量(含溪洛渡)549.29亿千瓦时，同比增长4.94%;售广东(不含溪洛渡)432.21亿千瓦时，同比增长6.99%;售广西32.63亿千瓦时，同比增长145.04%;通过云南国际公司向境外送电13.02亿千瓦时。云南送广东电量(含溪洛渡)549.29亿千瓦时，同比增长4.94%。
服务经济：为云南省GDP增长9%奠定基石
在积极推进云南省内电力市场化交易的同时，云南电网公司注重配套提高服务水平，做好用电保障。
云南电网通过密切跟踪用电市场变化，努力挖掘用电潜力，做好供电服务;通过开展业扩报装专项治理，形成治理常态化机制。云南电网积极做好滇池国际会展中心、沪昆高铁等新增重点项目的用电服务，未出现因内部管理原因影响客户用电的情况;提升综合停电管理水平，按照综合停电“六步法”原则优化年度停电计划，建立各部门共同参与的综合停电协同机制，对主配网各类停电需求严格停电分析和过程管控。加强合环调电、线路重合闸管理，减少不必要的停电发生，减少停电次数;提升用户侧用电规范化管理，减少客户故障出门的影响。提升配网带电作业技术推广应用。搭建客户全方位服务体系，除“95598”外还全面推广微信服务平台应用、网上营业厅服务，利用“电费缴纳直通车”“惠农服务点”将交费渠道延伸至农村边远地区。
通过一系列的举措，1至8月，云南电网公司全口径综合供电可靠率达到99.9533%，比2014年同期的99.9485%提高0.0048%。全口径城市供电可靠率达到99.9822，比2014年同期的99.9770提高0.0052%。全口径农村供电可靠性99.9480，比2014年同期的99.9430提高0.0049%。为云南省上半年GDP增长8%作出了积极贡献，为全年GDP增长9%奠定了基石。同时，云南电网公司也在云南省十大公共服务行业公众满意度调查中实现“六连冠”。
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“3134”云南电力市场化交易模式
云南电力市场建设走在全国前列，自主探索并形成了“三个主体，一个中心，三个市场，四种模式”的“3134”电力市场模式。
“三个主体”：即云南电力市场中的售电主体、购电主体、输电主体。
“一个中心”：即交易在云南电力交易中心进行。
“三个市场”：即云南电力市场中的省内市场、省外增量市场、清洁能源市场3个电力交易市场。
“四种模式”：即云南电力市场中现有的直接交易、集中竞价交易、挂牌交易、发电权交易4种交易模式
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