摘要：云南省的清洁能源占比高、电源与负荷逆向分布，在可再生能源消纳、市场放开程度等方面积累丰富经验，其改革路径与经验对其他省份具有重要借鉴意义。以云南最新的电网运行与市场建设情况为背景，总结云南省的改革历程与实践经验。首先，介绍云南电力市场概况，以交易品种、市场主体变化为主线，梳理云南电力市场发展历程；然后，介绍云南交易模式及机制，分析包括激励机制、多能协同在内的云南市场化交易的创新机制设计；最后，结合实际情况，提出未来云南完善中长期交易机制、推进现货市场、探索零售市场的相关建议。
（来源：中国电力 作者：王子石,邢玉辉,杨知方,余娟）
引言
电力市场建设是电力体制改革的重要内容之一。自2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》出台以来，在交易机构组建、输配电价校准、中长期及现货市场建设等方面卓有成效。电力行业的资源优化配置的方式逐渐从政府主导转变为市场主导[1]。
本轮电改以省为实体，各省区均结合政策要求和自身实际建设电力市场，主要取得以下成效：（1）完成了交易机构的组建，形成了北京、广州2个区域及33个省级交易中心，并将持续推进交易机构独立规范运行[2]；（2）积极培育市场主体，通过引入售电公司形成竞争格局，截至2019年年末在全国统一电力交易平台注册的市场主体已突破10万家[3]；（3）发用电计划持续放开，各省区响应相关政策[4]，全面放开经营性电力用户发用电计划，降低市场参与门槛；（4）中长期交易规模不断提升，推动形成了统一开放、竞争有序的市场体系和有效竞争的市场结构[5]，2019年全国中长期市场化交易电量占全社会用电量的30.1%[6]；（5）现货试点有序推进，8个试点均已完成结算试运行，并将推进连续试结算及现货与中长期交易合同衔接工作[7]。
在电力市场建设过程中，云南省自2014年起探索富余水电市场化消纳方法、2016年完成交易中心股份制改造、2017年成为全国首批综改及输配电改革试点、2019年全面放开经营性电力用户进入市场，具有改革开展较早、政策导向良好、实践经验丰富等特点。云南电力市场已成为电力交易市场化率达到60%、参与主体数量超过3万户的市场，昆明电力交易中心已成为全国范围内电网持股比最低的一家，在机构独立运营、调度与交易职责划分及信息交互等方面进行了有益探索。
目前云南已基本建成以中长期交易为主、短期交易为补充的多周期、多品种协同市场交易体系。在改革过程中，专家学者从不同方面对云南电力市场建设提出了宝贵意见。在市场分析方面，文献[8]回顾了2014—2016年云南电力市场的发展历程，指明云南电力市场关键问题为水电装机过剩、缺乏水火长期互济共存的合理机制以及梯级水电利益协调困难；文献[9]回顾云南电力市场建设历程，对市场主要交易品种及机制设计原则进行探讨。在交易机制设计方面，文献[10]基于激励相容原理设计了云南电力市场基本交易框架，分别以激励市场主体充分参与、激励其申报真实用电需求和价格、激励其规范参与交易为目的，构建了包含多品种多周期的交易规则；文献[11]设计了云南现货市场环境下的运营监控机制，以市场力监控为核心对市场操纵、市场投机、市场串谋等行为进行定量分析，为完善现货机制奠定基础；文献[12]提出了面向大规模水电站群的月度交易电量分解与校核方法；文献[13]基于中长期合同分解、滚动更新和多断面协调安全校核，建立联系中长期合同交割和日前发电计划的多目标优化模型，为向清洁能源为主的现货市场转型提供参考方案。在市场参与成员分析方面，文献[14]讨论了云南电解铝行业在市场化交易环境下对电价的承受能力，得到了考虑原料、终端产品价格变化的用户极限承受电价，为市场运营监控和机制完善提供参考。
云南市场化改革发展迅速，交易规则、交易品种不断变化，值此新电改的关键阶段，本文以最新的电网运行与市场建设情况为背景，总结云南省的改革历程与实践经验，为下一阶段的市场化改革提供参考。
1 云南电网概况
1.1 电源建设情况
云南地处第一、第二级阶梯的过渡区，蕴藏着丰富的水能资源。依靠地理优势，在国家“西部大开发”及“西电东送”政策支持下，云南从21世纪初开始将水电作为支柱产业大力发展，随着“十二五”期间大型梯级水电站投产，水电装机容量增长迅猛[15-17]。近年云南各类电源装机容量变化如图1所示。截至2020年5月，全省全口径发电装机9645万kW，其中以水电为主的清洁能源占比84.36%，火电装机占比15.64%。
图 1近年云南各类电源装机容量Fig. 1Installed capacity of different energy resources in Yunnan
1.2 输电网结构及负荷情况
依靠“八交十直”西电东送大通道，云南电网通过楚穗直流双极、普侨直流双极、新东直流双极、牛从直流双回四极、金中直流双极、永富直流双极、鲁西背靠背直流与南网主网互联，通道总容量达3060万kW，2019年完成西电东送1451亿kW•h。2021年乌东德电站与昆柳龙直流、禄高肇直流投产后，通道总容量将达4160万kW。此外，云南电网已通过21条110 kV及以上输电线路与越南、老挝、缅甸局部电网互联，2016—2019年跨境交易电量135亿kW•h。云南电网外送通道[9]示意如图2所示。
图 2云南电网外送通道示意Fig. 2Outbound transmission channel of Yunnan grid
省内层面，云南水电主要分布在滇西片区，火电主要分布在滇东北、滇南片区，用电负荷主要集中在中部和东部。而电网负荷在汛期小、枯期大，导致电网枯、汛期潮流变化显著。汛期是水电发电的高峰，大量清洁水电由西部向东部输送，电力通道容易出现堵塞的情况；而枯期因火电装机较小，来水不足时容易出现电力供应紧张的情况。
综上，云南电网呈现的以水电为主的清洁能源占比高、省内与区域范围内电源与负荷均逆向分布的特征，为云南省在电力市场建设过程中充分引入竞争、提高市场效率创造了良好环境，但也对如何确保参与者良性竞争、保证不同种类能源协同优化等问题提出了更高要求。
2 云南电力市场发展历程
2.1 主要交易品种变化
2013—2014年，澜沧江、金沙江流域的大型梯级水电站集中投产发电，云南省的电力供应全面过剩，弃水现象严重。为了缓解这一现象，在政府有关部门的指导下，云南电力交易中心（昆明电力交易中心的前身）组织了最初的电力批发交易市场，9家水电厂和214家工业电力大用户可以在丰水季以双边协商或集中撮合的模式进行电力交易。2015年，新增月度挂牌交易，月度用户可在交易平台挂出需求电量和电价，符合准入条件的水电厂作为售电主体申报摘牌电量。
2016年，云南对市场化交易实施方案进行了较大改进：引入预招标、事前合约转让（互保）、事后合约转让、日前交易等新品种，自此形成以中长期交易为主、短期交易为辅助的多周期多品种协同交易体系。
2017年，云南将原先的年度双边协商交易扩展为年度与月度双边协商交易，购售电主体除可以在上年12月协商年度（多年）的交易电量外，还可参与每月组织的次月月度协商交易。2018年增加了月度补充双边交易和月度集中连续挂牌交易，同时在月度双边交易中可以签订申报后续若干月度的电量。
2019年，云南对交易品种进行了精简和优化：取消了补充双边交易，将挂牌交易中的补充挂牌去除，并将集中撮合简化为挂牌交易内的一个步骤，统称连续挂牌；将日前交易方式规范为规范效率更高的连续挂牌模式。2020年交易品种基本保持不变。
云南电力市场交易品种变化如表1所示。可以看出交易品种经历了由简入繁到由繁入简的过程：市场建设初期，以持续扩大可交易电量、培育市场主体为目的，对交易品种、交易周期进行扩充；后期则根据市场运行情况与市场主体诉求，在对交易品种进行精简的同时对其组织方式、时间安排等进行优化，提高了交易效率。
表 1云南电力市场交易品种变化Table 1Development of Yunnan electricity market trading varieties
2.2 市场主体及交易电量
新一轮电力体制改革以来，云南电力市场的放开程度始终居于全国前列，市场主体和交易电量增长迅速。
售电侧放开方面，2014年汛期组织的电力批发交易市场，仅有月生产用电量超过500万kW•h的工业企业参与；2015年在保留基数限制的前提下，放开至全部大工业用户；2016年取消基数电量，全面放开大工业用户全电量参与电力交易；2017年年初，云南省出台《云南省售电侧改革实施方案》，售电公司作为独立主体参与市场化交易，符合市场准入条件的用户可以自由选择直接与发电公司交易或通过售电公司进行交易，当年末注册售电公司数就达到80家，交易电量占全部交易电量的一半以上[18]；2019年年初，云南在全国率先全面放开经营性电力用户进入市场，不设置电量或容量门槛，大工业用户和315 kV·A以上专变一般工商业用户可直接参与市场，其他用户可通过售电公司代理参与市场。市场全面放开后，完成市场准入的电力用户由2018年年末的7109户增长至2020年中的32432户。
发电侧放开方面，2014年仅有2004年后投产且单机容量在10万kW以上的9家水电厂；2015年放开220 kV以上的全部火电厂和水电厂（2004年后投产）参与市场，但各电厂均设有部分基数电量；2016年取消市场化电厂基数电量，全电量参与市场化交易（具备年调节能力的水电厂设置调节电量）；2017年放开风电、光伏电站（枯期1/4电量参与）和110 kV省地共调水电厂参与市场；2018年放开风电、光伏电站枯期全电量参与市场；2019年放开地调调管的110 kV小水电参与市场。
各主体数量增长情况[19-20]如表2所示。可以看出，随着用户主体培育的进程推进及交易规则的完善，参与市场化交易的主体范围不断扩大、门槛不断降低，数量稳步增长。与此对应的是市场化交易电量占比不断提高[15]，如表3所示。各品种交易电量比例变化[19-20]如图3所示。
表 2云南电力市场注册主体数目增长情况Table 2Registered players of Yunnan electricity market
表 3云南市场化交易电量占比Table 3Market trading share of Yunnan
图 3各品种交易电量比例变化Fig. 3Ratio change of various transactions
3 云南电力市场交易机制
3.1 市场准入与退出
为了保证清洁能源出力、循序渐进建设电力市场，云南将所有电厂和用户分为优先发用电主体和市场化主体，优先电厂和优先用户属于优先发用电主体，市场化电厂和市场用户属于市场化主体。
优先电厂一般为投产较早、容量较小的水电厂和电价体系独立州市的电厂（随着电改推进后续逐步放开），其价格和发电量由政府确定。其他电厂均属于市场化电厂，需要通过市场化交易竞争发电量。为保障新能源消纳，云南规定汛期风电和光伏电站发电量归入保居民替代电量，间接参与市场化交易。
优先用户包括第一产业、第三产业部分用电（重要公用事业、公益性服务行业、居民用电等），由电网公司负责统一购电。其余所有大工业电价用户和一般工商业用户均为市场用户，可直接或通过售电公司参与市场。
符合上述准入条件的市场主体在交易中心注册后即可参与交易，用户注册后全部用电量均按市场机制定价。退出分为自愿退出、自然退出和强制退出3种。自愿退出指市场主体主动提交申请退出市场；自然退出指主体不再达到准入条件或破产、销户等；强制退出指市场主体因违背交易规则、信用评价过低等被强制退市。市场主体退出后由电网公司负责保底供电，用电价格将按照政府相关规定执行。
3.2 交易组织
云南省双边协商、连续挂牌、合约转让3个交易品种的组织时序如图4所示。
图 4各交易品种组织时序Fig. 4Time node of various transactions
3.2.1 双边协商
双边协商是指市场主体之间自主协商交割时段、交易电量及价格，形成双边协商初步意向，之后经调度部门校核成交。因为可以自主协商电量、电价和交割时段，双边协商属于最自由的一种交易模式。由于缺乏现货市场与金融市场的配合，目前云南双边交易均采用物理合约的模式，合约内电量需要在规定时间内执行。为保障电网安全运行，双边交易结果需要提交至调度机构进行安全校核，若校核未通过则需要交易主体调整合约电量。
云南双边协商交易经历了政府引导（2014年）、自由探索（2015—2016年）、走向成熟（2017年以后）3个阶段[21]。改革初期，由于经历长期的市场管制，发用双方存在信息不对等、内部协同自律现象严重等问题，较少有主体主动进行长协谈判。经过几年发展，发用双方逐渐找到合理的价格区间和利益平衡点，双边协商成为提前锁定电量、确保收益，并将价格控制在预期范围内的最直接、最有效的措施。目前双边协商已发展为云南市场最主要的交易模式，2019年通过双边协商交易的电量占总交易电量的97%，为解决汛期弃水、降低电价发挥了重要作用。2018—2019年各月双边协商交易成交电量[19-20]如图5所示。
图 52018—2019年各月双边交易成交电量Fig. 5Transaction volume of bilateral transaction from 2018—2019
3.2.2 连续挂牌
连续挂牌是指市场主体均通过交易系统申报电量、价格等信息，交易系统对买卖申报逐笔连续配对，并经校核成交。作为场内交易的代表，连续挂牌使所有参与者集中竞价，并按照报价确定最终的成交电量和价格。在合理的竞价规则与定价机制下，连续挂牌模式被认为是高效且具备激励相容特性的交易模式[22]。
连续挂牌主要有统一出清和按报价支付2种定价模式。统一出清使用安全约束机组组合、经济调度算法求解得到使社会福利最大化的电价，所有参与者均按此价格结算，在美国及欧洲电力市场广泛应用[23-24]；按报价支付则根据每个参与者的报价进行匹配成交并单独定价。统一出清被认为是一种更高效的定价机制[25]，但考虑到云南市场具有发用侧高度垄断、缺乏金融市场配合等特点，采用统一出清可能会面临市场被操纵风险增加、参与者决策与收益相关性弱等问题，不利于市场建设过程中的主体培育工作。因此云南市场选用按报价支付的定价模式，成交价格为成交双方报价的平均值，激励了市场主体主动报价，有序竞争。
云南连续挂牌组织流程如图6所示。交易中心每月、每工作日均会组织连续挂牌交易，其中月度交易可交易未来某月、多月的电量；日前交易则可交易次日（节假日前可交易多日）的电量。为充分提高信息透明度与成交率，交易中心会组织信息公示、集中撮合、连续挂牌等流程。在信息公示阶段，有需求的买卖双方公布自己需求与意愿价格，作为正式申报前的参考；在集中撮合阶段，交易中心会对所有报价进行统一配对，确定是否成交和成交价格；在连续挂牌阶段，可对前序未成交的报价进行实时修改和自主挂、摘牌。2018—2019年各月月度与日前连续挂牌交易的成交电量[19-20]如图7所示，可以看到连续挂牌模式成交电量集中在枯平期，受最低限价影响，汛期连续挂牌交易成交电量较少（双边协商交易不限价）。
图 6云南连续挂牌组织流程Fig. 6Process of continuous listed auction in Yunnan
图 72018—2019年各月月度与日前连续挂牌交易的成交电量Fig. 7Transaction volume of monthly and daily continuous listed auction from 2018—2019
3.2.3 合约转让
合约转让交易是指在发电企业之间、电力用户（售电公司）之间对双方持有的电力合约互相进行转让的交易。根据主体需求，云南以月为尺度分别组织事前合约转让与事后合约转让。事前合约转让在每月连续挂牌后组织，可对因发用电计划无法履约或连续挂牌中被校核的电量进行转让；事后合约转让则是在每月发用电结束后，将自身偏差电量进行转让，可有效降低偏差考核风险、提高合同履约率。
2019年各月合约转让电量[20]如图8所示，可以看到事前合约转让成交电量较少，主要成交电量用于平衡偏差电量的事后合约转让，大部分成交电量集中在来水丰富、预测偏差更大的汛期。
图 82019年各月合约转让电量Fig. 8Volume of contract transfer in 2019
4 云南电力市场创新机制
为逐步培育主体合理合规参与市场及进一步促进清洁能源消纳，云南结合自身特点设计了激励相容的激励机制及多能协同的交易机制，在实践中取得较好效果。
4.1 激励机制
激励相容指参与者理性实现个体利益最大化的策略，与机制设计者所期望的策略一致，从而使参与者自愿按照机制设计者所期望的策略采取行动[26]。云南省为了维护市场稳定运行、优化资源配置、引导参与者合理竞争，共设计了价格激励、电量激励、评价激励、清洁能源激励4种机制[10]。
价格反映市场供求关系，引导资源配置，是最关键、最有效的激励要素。价格激励即为通过有效的价格信号引导，激励市场主体积极参与市场。正向价格激励采用按报价支付出清，将参与者收益与自身分散决策直接挂钩，激励其积极参与市场竞争；反向价格激励是双向偏差考核，无论对于供给侧还是需求侧，均按照对等的机制对偏离成交量的发、用电行为给予惩罚，以此激励参与者按照真实的发用电需求参与交易，减少因偏差带来的经济损失。
汛期云南电力市场供大于求的矛盾长期存在，电厂以价换量的情况十分常见，电量能否充分成交一直是市场参与者所关注的重点，电量激励即为依据参与者参与市场行为对其给予电量奖励或惩罚。首先，在西电东送协议内安排一定比例的电量，按发电企业在省内市场成交的市场化电量比例给予奖励，这部分电量价格相对较高，以此激励发电企业在省内市场充分成交；其次，进入市场的发电企业全部电量通过市场交易形成，不再安排基数电量。在主汛期出现全面富余后，调度机构严格按照交易电量安排发电，对于不积极参与市场未获得足够交易电量的发电企业，则可能出现弃水损失。
评价激励则是建立交易主体的评价机制，按照交易行为、履约率等进行评级，并将评级与交易权限、保证金额度等参与者切身利益挂钩，以此激励参与者合法合规开展业务。
清洁能源消纳激励是指通过调节电量机制，鼓励具有长期调节能力的电厂充分发挥大型水库的调蓄能力，为其他调节能力较弱的清洁能源电厂创造消纳空间。
4.2 多能协同
在云南，由于水电占据主导地位，火电、风电、光伏等装机占比较少，且受自身特性影响，直接与水电同台竞价将面临较大困难。因此，如何设计合理的多能协同机制，在兼顾公平与效率的前提下解决不同特性机组同台竞价问题，是云南电力市场面临的重要挑战。
4.2.1 火电机制
云南省火电装机占比不足17%，但需要承担平衡系统电量、保底支撑、提供备用等任务[27]。由于边际成本较高，若直接与边际成本极低的水电机组同台竞价不具备竞争力。因此，云南电力市场设计了“市场交易调节价格补贴”“缺口调用保障”“长期备用补偿”的有机衔接、时序递进、相互补充的火电机制[28]，实现水电机组与火电机组的互利共赢。
市场调节价格补偿机制是指通过“补贴价格竞标+总量控制”的方式使火电在枯期参与市场。其中补贴价格竞标是通过给予火电机组价格补贴，补偿其发电成本，从而在枯期与水电同台竞价。补贴价格由火电机组间通过市场化竞价确定，为避免其串谋，采用报价相同时通过随机排序方式确定成交顺序。总量控制则是为避免过度补贴导致火电挤占清洁能源发电空间，通过电量平衡控制交易总量的方式，引导火电理性参与市场。
为保障电力电量平衡和调峰需求，云南市场建立了火电缺口电量调用保障机制，主要任务是通过市场化的方式确定火电备用价格和备用调用顺序，备用竞价同样采取相同报价随机排序的方式防止发电商串谋。
此外，针对清洁能源有效消纳带来的火电机组利用小时数偏低问题，设立长期备用补偿机制，将火电申报的未调用备用容量作为长期备用容量，给予一定经济补偿，补偿资金从偏差结余、清洁能源电厂及用户分摊资金中提取，保障火电企业长期稳定运营。
4.2.2 风光机制
云南省目前已全面放开风电、光伏全电量参与电力市场。针对新能源发电波动性大、可调节性能差等特点，云南设计了“多能源互补、多系统配合、多市场消纳”的新能源市场化交易机制[29]。
针对风能出力波动大导致的预测偏差问题，建立事前、事中、事后全覆盖的多品种配合消纳机制。市场主体可选择在事前通过合约转让调整年度、月度预测偏差，事中通过日前交易调整短期波动偏差，事后通过合约转让交易调整实际执行偏差，有效化解风电的偏差考核风险。为避免风能波动造成市场波动，制定时序递进优化的风电能力管控，并建立风电按照保障能力参与交易的机制，确保风电参与交易电量规模可控。为避免弃风弃光，在做好出力预测的条件下，充分利用全网水电调节性能，抵消新能源波动对市场的影响。此外，为进一步保障新能源消纳，将汛期风电、光伏所有电量安排为保障居民电能替代电量，间接参与市场化交易。
激励机制和多能协同机制的合理设计保障了云南电力市场的平稳发展。激励相容机制促进了市场主体积极理性参与市场，交易电量连续5年保持两位数以上增长，市场价格始终保持在合理区间。多能协同机制设计，既促进了包括水电在内的可再生能源的优先消纳，又保障了火电的基本生存。
5 云南电力市场发展方向
云南在市场建设及清洁能源消纳上已取得一定成绩，但在以水电为主导、发用侧垄断程度较高的环境下，电力市场中仍存在中长期交易分解及跨省中长期交易仍以计划为主、现货市场的缺失致使没有反映电能时空价值信号等不足。
5.1 优化中长期电力交易
依据云南资源禀赋，水电参与电力市场竞争是实现资源优化配置的必然趋势。不同于火电为主导的电力市场，水电参与电力市场面临发电灵活能力因外部因素受限、同一流域电厂发电量互相制约等问题，由此带来的超发、少发、弃水问题增加了市场运营的难度，制约着市场效率的提升。在现有以中长期交易为主的市场机制下，应从加强跨区资源配置、优化中长期交易与短期调度衔接两方面出发，建立更为灵活的跨省跨区电力交易机制，充分发挥跨省跨区资源优化配置的统筹作用；通过优化中长期交易合同分解方式[12]，完善中长期合同交割与日前发电计划衔接方案，保障水电得到与交易结果一致的发电计划。
下一步，云南将根据区域及现货市场的建设路径，继续优化现货环境下的中长期市场设计，包括如何将中长期交易合同分解到曲线，如何在控制风险及保障合理竞争的前提下对中长期的交易电量、交易价格进行限制等。
5.2 推进现货市场建设
云南电力中长期市场的日趋成熟为现货市场的建设创造了良好条件。为进一步提高资源优化配置效率，云南电力市场可在确保电力系统安全前提下，建立基于电力曲线的集中竞争交易机制，开展日前、实时电能量交易。
根据南方（以广东起步）电力现货市场的建设现状[1]，提出云南现货市场建设路径：建立省内现货交易体系，探索适合云南水电机组特性的现货报价、出清、结算机制，实现用户报量报价的双边市场机制；在区域内多个现货市场共存的环境中，确定省级现货市场和区域现货市场的衔接方式，明确跨省交易价格形成方式、损益分摊及分配方式，完善跨省中长期合同的曲线分解、节点分解规则；探索区域统一现货市场，实现最大化的资源配置效率及清洁能源消纳。
梯级流域的水电机组如何协同报价、如何控制其市场力（尤其是枯期），上下游电站的水量约束如何考虑，火电作为长期备用电源的容量价值如何补偿，都是国内外现有电力市场未曾面临的、考验市场设计者智慧的难题，云南将在实践中继续探索。
5.3 积极探索零售市场
云南省已全面放开经营性电力用户进入电力市场，为各主体带来新的机遇与挑战。交易中心需要面对激增的趋于小型化的用户完善市场交易、市场管理机制；售电公司需要拓展原有销售模式、建立零售网络；零售用户需要准确判断自身条件并选择合适的售电商与售电套餐。
未来，云南电力市场可对传统的电力批发交易与新兴的电力零售交易进行市场细分，探索建立基于电商模式的零售交易平台，给广大中小用户提供更加丰富、便捷的零售套餐选择，有效减少电力零售交易中的人力、物力成本，大幅降低零售市场的拓展成本，进一步推动经营性电力用户全放开工作的落地。
6 结论
中国新一轮电改的主要目标是构建充分竞争的电力市场，有序放开发用电计划和竞争性环节电价，进而提高电力交易市场化程度。云南电力市场依据资源禀赋及社会实际情况，在可再生能源消纳、市场放开程度等方面取得较大进展。本文针对云南电力市场运行现状展开综述，主要结论如下。
（1）在市场化改革过程中，云南以循序渐进、积极培育市场主体为主线，根据市场运行情况及参与者反馈不断优化交易品种，市场交易品种经历了由简入繁到由繁入简的过程，目前已建立市场主体认可、以中长期交易为主、短期交易为辅助的市场交易体系。
（2）通过设计激励相融的市场机制和多能互补机制，近年来云南市场主体数量、交易电量规模、可再生能源消纳率不断提升，困扰云南多年的弃水问题得到有效缓解，新能源消纳率位居全国前列。
（3）下一步云南将在优化中长期电力交易、推进现货市场、完善零售市场等方面继续探索，进一步提高市场资源配置效率、促进清洁能源消纳、降低实体企业用能成本。
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