政策｜2018年云南電力市場化交易實施方案（征求意見稿）

2017-10-17 15:01:01 云南省工業和信息化委員會　點擊量：評論 (0)

近日，云南省工業和信息化委員會出臺了《2018年云南電力市場化交易實施方案（征求意見稿）》，其中提到云南省電力交易中心的權利和義務、用電企業的劃分以及結算總體原則等，下面是方案原文：2018 年云南電力

第四章交易組織

第一節交易時序安排

第二十一條每年底組織開展次年年度交易。省內電量年度交易按照雙邊協商交易方式組織，協議外西電東送電量年度交易按照廣州電力交易中心相關規則執行。

第二十二條月度交易前，確定月度優先發電計劃。交易中心會同調度機構，根據省工信委公布的優先發電計劃方案，并根據月度優先發電和優先購電電量平衡情況，形成電廠的無約束月度優先發電計劃，經調度機構安全校核通過后，確定電廠月度優先發電計劃。優先發電計劃包括優先電廠可發電量、風電場和光伏電廠保居民電能替代電量、火電廠保障電網安全穩定運行所需電量、火電備用狀態確認電量、供氣所需電量、貧困老區政策性電量、具有年調節能力及以上水庫的水電廠調節電量、協議內西電東送計劃分配電量、其他政策性電量（相應電量按省級政府有關部門政策執行）。風電場和光伏電廠保障居民電能替代電量根據居民電能替代需要的金額全年統籌平衡。其中，1 至5 月以及12 月風電、光伏電廠不安排保居民電能替代電量，需參與市場化交易，6 至11 月風電、光伏電廠全部上網電量均安排為保障居民電能替代電量，不參與市場化交易。

第二十三條省內電量月度交易采用雙邊協商、集中撮合、掛牌等方式進行。一般按照省內優先購電量掛牌交易、雙邊協商交易、集中撮合交易、掛牌交易（含增量掛牌交易）順序組織，根據市場需要或其他必要情況，可對上述交易順序進行調整，并提前告知市場主體。協議外西電東送電量月度交易組織按照廣州電力交易中心相關規則執行。

第二十四條除落實國家指令性計劃和政府間協議送電外，年度、月度交易優先開展省內交易，保障省內電力電量平衡，清潔能源電廠富余發電能力再參與協議外西電東送電量交易。

第二十五條日電量交易在工作日開市，市場買賣雙方進行次日發用電量交易（節假日在前一個工作日進行申報交易）。

第二節交易基本要求

第二十六條市場化電廠以廠為單位進行交易申報，申報電價為上網側的絕對價格，為含環保電價、含稅的價格。各電廠在某交易環節申報電量不超過發電能力扣減已成交電量和優先發電量。未開機火電廠（當月計劃開機電廠除外）增加申報最小開機電量，一般不低于單臺機組按穩燃出力運行7 天電量。若未開機火電廠成交電量低于申報的最小開機電量，則不成交。

第二十七條市場化用戶以戶號為單位進行交易申報，售電公司以公司為單位進行交易申報（包括雙邊協商交易、日交易在內的所有交易品種），申報電價為電廠上網側的絕對價格。

第二十八條申報電量的最小單位為0.1 萬千瓦時，申報電價的最小單位為0.001 元/千瓦時。除雙邊協商交易與增量交易外，為保證有序競爭和市場穩定，考慮2018 年供需關系，設置申報最低限價和最高限價，最低限價為0.13元/千瓦時，最高限價為0.42 元/千瓦時。

第二十九條交易組織應優先保障清潔能源生產和消納，清潔能源電廠發電能力不足或未能成交的用電缺額，再由火電廠交易成交。

第三十條電廠所有電力交易申報、成交、結算均為上網側電量。如果政府確定的優先發電計劃為發電側負荷的，則在交易申報扣減發電能力時對火電廠發電負荷按照7%的廠用電率進行折算至上網側，對于清潔能源電廠不折算廠用電率，發電結束后應按照實際廠用電率將發電側負荷折算至上網側進行結算。

第三節電力直接交易

第三十一條雙邊協商交易（一）可參與交易的市場主體售電主體：水電廠、風電場、光伏電廠、涉熱機組火電廠（省級電力管理部門明確）；購電主體：用戶、售電公司。（二）信息公示市場主體可在電力交易平臺公示雙邊交易需求的電量、價格及聯系方式等信息，其中電量、價格分月明確。市場主體在交易系統中填報公示信息即為同意向所有市場主體公開，是否進行信息填報由購售電雙方自行決定，不影響雙邊協商交易。（三）年度雙邊協商交易年度雙邊協商交易在上一年12 月15 日前申報。購、售電雙方協商確定年度（或多年）雙邊交易合同，明確分月的交易電量和價格，由售電主體在規定時間內在交易系統中填報，購電主體在規定時間內進行確認。經調度機構安全校核后形成初始成交結果，交易雙方根據初始成交結果簽訂年度雙邊交易合同，并交由交易中心備案，交易系統具備簽訂電子合同條件后，年度雙邊交易應簽訂電子合同，不再簽訂書面合同。購、售電主體雙方簽訂年度雙邊交易合同時，不得自行更改經調度機構安全校核后形成的初始成交結果。初始成交結果不作為執行依據，在月度交易時需再次進行復核，月度復核結果為最終成交結果，作為執行和結算依據。雙邊合同中必須明確違約、合同電量和電價調整等事宜，避免合同執行和調整可能出現的爭議和糾紛。（四）月度雙邊協商交易市場主體每月可協商確定次月或者本年度后續多個月度的雙邊交易電量，由售電主體在規定時間內在交易系統中填報，購電主體在規定時間內進行確認。月度雙邊協商交易不需要提交紙質合同至交易中心備案，交易系統具備簽訂電子合同條件后，月度雙邊交易應簽訂電子合同。（五）雙邊協商補充交易經市場主體申請，交易中心可適時組織開展雙邊協商補充交易，由售電主體在交易系統中填報電量、價格，購電主體進行確認后申報數據生效。雙邊協商補充交易不需要提交紙質合同至交易中心備案，交易系統具備簽訂電子合同條件后，雙邊協商補充交易應簽訂電子合同。（六）雙邊合同月度調整月度最后一個工作日前，交易主體可對年度和月度雙邊交易次月電量的價格申請調整，電量不可調整，由售電主體在交易系統填報經協商調整后的價格，購電主體進行確認生效，可不提交書面申請。（七）月度安全校核月度雙邊交易申報結束后，交易中心將年度雙邊分月電量和月度雙邊交易次月電量提交調度機構進行安全校核。電廠雙邊合同電量因安全校核被調減時，等比例調減雙邊合同電量。雙邊合同實際成交電量以調度機構校核后交易中心發布的結果為準。（八）雙邊合同月度電量互保電廠之間或用戶（售電公司）之間可對雙邊合同成交電量進行互保。當一方無法履行合同時，向交易中心提交轉讓交易申請，電廠互保電量經調度機構安全校核通過后，由另一方互保部分或全部電量。1、滿足雙邊協商交易準入條件，需要互保電量的電廠和電廠之間、用戶（售電公司）和用戶（售電公司）之間，簽訂雙邊合同互保協議提交交易中心備案。2、簽訂互保協議并備案后，后續月度，雙方均可根據需要協商確定要轉讓的月度（含年度分月）雙邊合同對象和電量，在規定時間內，由合同出讓方在交易系統填報，合同受讓方進行確認，經調度機構安全校核后成交，成交電價為原合同電價，不可調整。互保電量轉讓成交后受讓方負責成交電量的執行和所有責任，出讓方不再對互保轉讓成交電量執行和負責。雙邊合同互保涉及的合同交易對象權責不受影響。3、雙邊合同月度電量互保轉讓在月度交易結束后組織一次。

第三十二條省內優先購電量掛牌交易（一）可參與交易的市場主體售電主體：水電廠、風電場、光伏電廠、涉熱機組火電廠；購電主體：電網企業統一代理優先購電用戶購電。（二）掛牌、摘牌交易中心通過交易平臺公布優先購電量的掛牌電量，掛牌電量=優先購電量預測值－優先發電量預測值，掛牌電量小于（或等于）零時，取消省內優先購電量的掛牌。掛牌價格暫按中小水電統一上網電價0.235 元/千瓦時執行。售電主體通過交易平臺申報摘牌電量。（三）成交規則摘牌結束后，當售電主體摘牌電量之和大于掛牌電量時，按售電主體摘牌電量的比例進行成交；當售電主體摘牌電量之和小于（或等于）掛牌電量時，售電主體摘牌電量全部成交。（四）成交價格售電主體成交價格等于掛牌價格。

第三十三條集中撮合交易（一）可參與交易的市場主體售電主體：水電廠、風電場、光伏電廠、涉熱機組火電廠；購電主體：用戶、售電公司。（二）撮合申報售電主體可采用單段或多段（不高于3 段）電量申報方式，申報總量不得大于其發電能力。每段電量申報兩個意愿價格，第一意愿價格不低于第二意愿價格。購電主體中，直接參與市場化交易的用戶申報單段電量，每段電量申報兩個意愿價格，第一意愿價格不高于第二意愿價格；售電公司可采用單段或多段（不超過服務的用戶數量）電量申報方式，每段電量申報兩個意愿價格，第一意愿價格不高于第二意愿價格。（三）成交規則申報結束后，購、售電主體申報電量首先以雙方第一意愿價格撮合成交，剩余電量采用第二意愿價格撮合成交。撮合成交規則如下：計算購電主體與售電主體價差，價差＝購電申報價－售電申報價。按價差從大到小的順序確定成交對象、成交電量、成交價格，價差為負不能成交。價差相同時，按以下原則成交：一個售電主體與多個購電主體價差相同，當售電主體申報電量大于（或等于）購電主體申報電量之和時，按購電主體申報電量成交；當售電主體申報電量小于購電主體申報電量之和時，購電主體按照申報電量比例分配售電主體申報電量。一個購電主體與多個售電主體價差相同，當購電主體申報電量大于（或等于）售電主體申報電量之和時，按售電主體申報電量成交；當購電主體申報電量小于售電主體申報電量之和時，售電主體按照申報電量比例分配購電主體申報電量。多個購電主體與多個售電主體價差相同，當售電主體申報電量之和大于（或等于）購電主體申報電量之和時，售電主體按申報電量比例分配購電主體申報電量；當購電主體申報電量之和大于售電主體申報電量之和時，購電主體按申報電量比例分配售電主體申報電量。（四）成交價格售電成交價=售電申報價，購電成交價=購電申報價。購電成交價和售電成交價之間的剩余價差收益納入結算平衡機制處理。

第三十四條掛牌交易（一）月度集中連續掛牌交易月度集中連續掛牌交易（以下簡稱月度集中掛牌交易）分為兩步進行，第一步是信息公示，第二步是售電主體與購電主體同時進行掛牌和摘牌?？蓞⑴c交易的市場主體，售電主體為水電廠、風電場、光伏電廠、涉熱機組火電廠，購電主體為用戶、售電公司。第一步：在信息公示時間內，有需求的市場主體雙方在交易系統上公布掛牌電量和掛牌價格，且公示的電量作為掛牌和摘牌申報上限。市場主體公示時可自愿選擇是否將公示電量和價格公示期結束后自動轉為掛牌電量和價格。第二步: 售電主體與購電主體同時進行掛牌和摘牌。1、掛牌、摘牌售電主體、購電主體在電力交易平臺上申報單段或多段掛牌（或摘牌）電量和價格。市場主體公示時選擇將公示電量和價格公示期結束后自動轉為掛牌電量和價格的，掛牌、摘牌申報開始后，其申報電量和價格默認為公示電量和價格。在交易過程中，雙方均可新增申報或撤銷已申報但還未成交的申報數據。2、成交規則交易成交與申報同時進行，當購售電雙方提交申報數據或申報數據發生變動時，即時進行成交匹配。申報時間以交易系統服務器接受到申報數據時間為準。購電主體價格大于等于售電主體價格時匹配成交。售電主體按照申報電價從低到高順序成交，申報價格相同時按照申報時間（申報后進行調整的按照調整時間）先后順序成交，申報價格及時間相同時按照申報電量大小等比例成交。購電主體按照申報價格從高到低順序成交，申報價格相同時按照申報時間（申報后進行調整的按照調整時間）先后順序成交，申報價格及時間相同時按照申報電量大小等比例成交。當售電主體申報電量大于等于購電主體申報電量時，則購電主體申報電量全部成交；當售電主體申報電量小于購電主體申報電量時，則售電主體申報電量全部成交。售電主體成交電量等于購電主體成交電量。無約束預成交電量經調度安全校核后，電廠成交電量為調度校核后的成交電量，用戶最終成交電量仍然為無約束預成交電量，不受電廠校核影響。電廠被校核電量作為偏差電量，事后進入合約轉讓交易由超發電廠承接。3、成交價格購、售雙方成交價格均為雙方申報價格的平均值。（二）增量掛牌交易為鼓勵全年增加用電，尤其是汛期多消納水電。2018 年1－4 月以2017 年1－4 月用電平均值為基數，2018 年5－12月以2017 年5－12 月用電平均值為基數，超基數用電部分可參與增量掛牌交易。1、可參與交易的市場主體售電主體：水電廠、風電場、光伏電廠、涉熱機組火電廠；購電主體：用戶、售電公司。2、掛牌、摘牌由購電主體掛牌，掛牌價格不設最低限價。掛牌結束后，售電主體摘牌。售電公司參與增量掛牌交易掛牌的電量為其服務用戶的用電增量。3、成交規則摘牌結束后，當售電主體摘牌電量之和大于掛牌電量時，按售電主體摘牌電量的比例進行成交；當售電主體摘牌電量之和小于（或等于）掛牌電量時，售電主體摘牌電量全部成交。4、成交價格購、售雙方成交價格均為掛牌價格。（三）補充掛牌交易根據政府要求，為穩定用電，促進清潔能源生產和消納，對用戶未成交電量或臨時新增用電量可補充組織掛牌交易。1、可參與交易的市場主體售電主體：水電廠、風電場、光伏電廠、火電廠；購電主體：用戶、售電公司。2、掛牌、摘牌由購電主體掛牌，掛牌結束后，售電主體摘牌。3、成交規則摘牌結束后，優先由水電廠、風電場、光伏電廠、涉熱機組火電廠成交，其次由非保障電網安全的火電廠成交，最后由保障電網安全的火電廠成交，火電廠可成交電量不夠最小開機電量時，由單位能耗低的電廠優先成交。當電廠摘牌電量之和大于掛牌電量時，按電廠摘牌電量的比例進行成交；當電廠摘牌電量之和小于（或等于）掛牌電量時，電廠摘牌電量全部成交。4、成交價格購、售雙方成交價格均為掛牌價格。第三十五條日電量交易日電量交易是指市場主體之間進行次日發用電量交易?，F階段日電量交易僅在工作日開展（節假日在前一個工作日進行交易）。（一）可參與交易的市場主體售電主體：水電廠、風電場、光伏電廠和當前已開機運行的火電廠；購電主體：滿足日計量要求的用戶自愿向交易中心提出日電量交易申請，審核通過方可參與；售電公司服務用戶有日電量交易資格時，才能參與日電量交易。（二）交易申報用戶次日用電需求超出日電量交易申報基準值的部分，方可參與日電量交易。購、售電主體雙方均申報單段電量和單一價格。用戶日前增量申報基準值=[用戶月度交易總成交電量（含年度合同分月電量，下同）－月度交易累計完成電量]/本月剩余天數，基準值最小為0。其中，售電公司服務的用戶按月度交易預分成交電量作為用戶月度交易總成交電量，計算日電量交易申報電量的基準值。（三）成交規則撮合成交規則參照月度集中撮合交易執行。其中，市場化電廠中的水電廠、風電場、光伏電廠和涉熱機組火電廠首先成交，若成交之后有電量缺額，再由其他開機運行火電廠進行成交（四）成交價格售電成交價=售電申報價，購電成交價=購電申報價。購電成交價和售電成交價之間的剩余價差收益納入結算平衡機制處理。

第三十六條交易中心在各類月度交易結束后，應當根據經安全校核后的交易結果，對年度分月結果和月度交易結果進行匯總，并于每月月底發布匯總后的交易結果。

第四節合約轉讓交易

第三十七條電廠月度發電結束后，如月度交易電量（包括年度交易月度分解電量，下同）和優先發電計劃電量未完成，則少發電量為月度負偏差電量，如月度交易電量和優先發電計劃電量全部完成后還有超發電量的，超發電量為月度正偏差電量。電廠以下偏差電量可進行合約電量轉讓交易：（一）負偏差電量中，月度市場化交易電量（含年度交易月度分解電量）的負偏差電量全部可以參與合約轉讓，且各類交易電量視為等比例轉讓；優先發電計劃的負偏差電量不允許轉讓。（二）正偏差電量全部可以參與合約轉讓。

第三十八條用戶（售電公司）用電結束后，如月度交易電量未完成，則少用電量為月度負偏差電量，如月度交易電量全部完成后還有超用電量的，超用電量為月度正偏差電量。售電公司用電量為其服務用戶用電量之和。用戶（售電公司）以下偏差電量可進行合約電量轉讓交易：（一）負偏差電量中，月度增量掛牌交易電量的負偏差電量不允許轉讓，其他月度交易電量可以參與合約轉讓，且各類交易電量視為等比例轉讓。（二）正偏差電量全部可以參與合約轉讓。

第三十九條合約轉讓交易只能在電廠與電廠之間，用戶（售電公司）與用戶（售電公司）之間，用戶與售電公司之間進行，售電公司以公司為單位參與交易。合約轉讓交易電量不能超過自身可轉讓的偏差電量，正偏差電量的一方為合約轉讓的受讓方，負偏差電量的一方為合約轉讓的出讓方。負偏差電量價格為負偏差電量在電力直接交易中成交的加權平均價。

第四十條每月交易計劃執行完畢，相關發用電量數據確定后，交易中心公布市場主體交易電量執行偏差情況，并及時組織月度合約轉讓交易，對電廠依次開展合約協商轉讓、合約掛牌轉讓、同一發電集團合約轉讓交易，對用戶、售電公司依次開展合約協商轉讓、合約掛牌轉讓交易。（一）合約協商轉讓交易協商交易的出讓方在電力交易平臺填報出讓電量，受讓方予以確認后成交。優先轉讓自身原因少發電量。（二）合約掛牌轉讓交易出讓方在電力交易平臺上申報單段掛牌電量，受讓方申報摘牌對象和摘牌電量。優先轉讓自身原因少發電量。當摘牌電量大于或等于掛牌電量時，摘牌電量按比例成交，掛牌電量全部成交；當摘牌電量小于掛牌電量時，掛牌電量按比例成交，摘牌電量全部成交。（三）同一發電集團合約轉讓交易合約掛牌轉讓交易結束后，對隸屬于同一發電集團的電廠少發電量和超發電量進行合約轉讓交易，優先轉讓自身原因少發電量。當集團少發電量小于超發電量時，少發電量全部轉讓成交，按超發電量的比例分配各超發電廠的成交電量。當集團少發電量大于等于超發電量時，超發電量全部成交，按少發電量的比例分配各少發電廠的成交電量。

第四十一條全部合約轉讓交易結束后，仍有偏差電量的電廠，超發電量按上調服務價格機制結算，少發電量根據調度機構認定的偏差電量性質，按相應的結算價格機制處理；仍有偏差電量的用戶，超用電量和少用電量按相應的結算價格機制處理。

第五節零售服務

第四十二條售電公司服務的用戶必須是符合準入條件且在交易中心注冊的用戶。用戶在同一時期內只可選擇一家售電公司購電。用戶一旦選擇某個售電公司，全部市場電量通過售電公司購買，三個月內不能變更售電公司，不能退出市場。

第四十三條售電公司在交易中心辦理零售服務用戶購電手續時，須將售電公司與用戶簽訂的合同交至交易中心備案，并自愿依據雙方合同按規定模板在交易平臺填寫售電公司向用戶售電的合約價格等信息。

第四十四條售電公司在月度交易成交結果公布后的第一個工作日內，須將除增量掛牌交易電量外的其他月度各類交易成交電量（包括年度交易月度分解電量，下同）預分給相應服務的用戶，預分價格默認為售電公司除增量掛牌交易電量外的其他月度各類交易成交電量的加權平均價，增量掛牌交易成交電量單獨分配給具備增量掛牌交易條件的用戶，預分價格為售電公司增量掛牌交易成交電量的加權平均價，并在交易系統中填報。若未進行預分，則默認為平均分配。各售電公司須動態跟蹤服務用戶用電情況，在合約轉讓交易結束后的一個工作日內按戶號在交易系統中分配用戶最終成交電量和結算價格，交易中心按最終分配成交電量和結算價格對用戶的雙邊協商交易和非雙邊協商交易（除增量掛牌外）進行結算和考核，分配規則如下：（1）月度交易（包括年度交易月度分解電量、合約轉讓交易電量，不含增量掛牌交易，下同）成交電量和結算價格終分所有服務用戶分配成交電量之和應等于售電公司月度各類交易總成交電量；分配給用戶的結算價格不得高于售電公司月度各類交易成交價格的最高值，不得低于售電公司月度各類交易成交價格的最低值，且用戶交易結算電量的加權平均結算價格等于售電公司除增量掛牌交易外月度交易電量的加權平均成交價Ps。售電公司服務用戶為n 個，所有用戶分配的結算價格應滿足如下條件：若售電公司未按要求填報各用戶按戶號最終分配的月度成交電量和結算價格，則默認為按用戶用電量大小等比例分配成交電量，結算價格為售電公司除增量掛牌交易外的月度交易電量的加權平均價。（2）增量掛牌交易成交電量和結算價格終分增量掛牌交易電量的最終分配電量和價格仍為預分配電量和價格，不得更改。

第四十五條售電公司日交易成交的電量在日結算前應全部分配至具備日交易資格的用戶，用戶分配價格均為售電公司日交易電量成交價格，交易中心據此對用戶進行結算和考核。

第六節地方電力、配電公司參與交易

第四十六條地方電力公司完成廠網分開、確定輸配電價格后用戶方參與云南電力市場化交易。

第四十七條地方電力、配電公司應積極進行計量、營銷等技術支持系統的建設或改造，實現與交易中心交易系統信息的互聯互通，實現地區市場主體的統一注冊管理、交易和結算。

第七節地州區域內電力交易市場

第四十八條在德宏、怒江等送出受阻且電價體系相對獨立的地區，為充分消納地區水電，鼓勵地區工業企業生產，促進地方經濟發展，根據地方政府政策（如硅電聯動），發揮交易中心的平臺功能和服務功能，組織地區電力市場化交易。

第四十九條地區電力市場參與的主體為地區內地調/縣調調度的并網運行公用中小水電和大工業用戶。地方大工業用戶可自主選擇參與地區電力市場或者參與全省電力市場。參與地區電力市場的，全部電量均與地區內中小水電進行交易購電。

第五十條組織地區電力市場按照地方政府政策、或雙邊協商、集中競價等方式開展。鼓勵交易電價與用電量大小、增長幅度、工業產品價格等進行聯動，雙方互利共贏。

第五章輔助服務

第一節火電長期備用

第五十一條為支持火電企業長期備用設備維護，開展月度長期備用市場。2004 年以前投產的110 千伏及以上電壓等級并網不參與市場化的總調調度、省調調度、省地共調水電廠（除大朝山、漫灣、以禮河電廠）上網電量按照0.02 元/千瓦時分攤；市場化水電廠、風電場、光伏電廠上網電量（除調試電量）按0.01 元/千瓦時分攤；大朝山電廠2018 年分攤4389 萬元，按月平均提取。

第五十二條火電長期備用的計算方法：（1）保障電網安全穩定運行所需的火電機組容量（簡稱保安全裝機容量）不計入長期備用，保安全裝機容量=開機時間/月度總時間×開機機組裝機容量。其中陽宗海電廠開兩臺及以上不同容量機組時，按照每臺機組發電量等比例計算開機機組裝機容量。（2）火電廠競爭到市場化電量，其市場化電量的等效容量（簡稱市場化電量等效容量）不計入長期備用，市場化電量等效容量=市場化電量/(當月天數×24)。（3）其余容量計入長期備用，火電廠月度長期備用容量=（裝機容量－保安全裝機容量－市場化電量等效容量）。（4）系統需要火電支撐月份（4 至6 月），火電分配資金與電廠存煤情況掛鉤，當火電存煤預警級別達到紅色時，按上述計算的月度長期備用容量的90%對電廠進行備用結算。因電煤供應、設備等原因未能按調度機構要求開機的火電廠，當月長期備用容量由調度機構進行統計后上報省級電力主管部門認定。

第二節月度平衡機制

第五十三條在保障電網安全、電力供應的前提下，統籌國家關于清潔能源利用政策以及云南省能源結構特性等，遵循充分利用云南省清潔能源原則執行市場化交易計劃。非輸電阻塞區域風電場和光伏電廠，在不造成水電廠未按交易計劃（包括市場化交易合約電量、優先發電量及其他分配電量）安排發電產生棄水的情況下其發電量全額收購。輸電阻塞區域風電場和光伏電廠，統籌優先收購同一區域內優先發電量后的剩余通道能力、同一區域內市場化電廠市場化交易電量、風電場和光伏電廠發電能力，遵循公平、充分利用電力外送通道送電能力原則消納。

第五十四條調度機構在實際調度過程中考慮保障系統安全、優先吸納清潔能源、減少系統棄水等因素，安排火電廠、有調節能力的水電廠等電廠少發，事后采用合約轉讓交易、上下調服務等方式進行平衡實現。（1）上調服務清潔能源電廠完成所有合約電量（包括優先發電計劃）后，有超發電量的視為上調服務。以月度集中交易（包括集中撮合和掛牌交易）中發電側的加權平均成交價作為上調服務基準價格。（2）下調服務電廠未完成的合約電量（包括優先發電計劃）由調度機構進行事后認定，因保障系統安全、優先消納清潔能源、減少系統棄水等原因造成的少發電量計入下調服務；因自身原因造成的少發電量不計入下調服務，按相應的價格機制進行考核；經調度機構認定因第三方原因（如不可抗力、政策調整等）導致電廠無法完成月度交易計劃的少發電量按免責處理，不計入下調服務，也不進行考核。

第六章交易校核與交易執行

第一節交易校核

第五十五條電廠申報和交易成交數據合理性校核。調度機構在月度交易組織前向交易中心提供電廠發電能力和考慮網絡安全約束后的電廠安全約束能力。其中電廠發電能力作為電廠提交申報數據的約束條件，電廠安全約束能力作為電廠交易成交的約束條件。各發電企業在交易前需與調度機構溝通確認電廠發電能力。發電能力評估原則如下：（1）由政府發文確認大型年調節以上水庫各關鍵節點時期內（枯水期末、平水期末、豐水期末、年末等）水位控制目標。（2）用于計算水電發電能力的月度預計天然來水原則上不高于同期多年平均來水水平的1.1 倍。（3）對于具有年及以上調節性能水庫或上游具有年及以上調節性能水庫的水電廠，枯水期及平水期以全網水電不棄水且統調火電充分調減為前提，考慮系統平衡需求，以枯水期及平水期末政府確定水位為目標每月交易前確認下月末控制水位，綜合考慮天然來水和月度水位控制目標核定相關水電廠月度發電能力。豐水期在考慮期末控制水位和各月預計天然來水情況下核定相關電廠各月發電能力。（4）其他調節能力較弱或無調節能力水電廠，按預計天然來水，考慮發電設備和電網設備檢修等確定對應發電能力。其中，對于具有季調節性能的水電考慮需在4－5 月份拉水時，由調度機構在發電企業申報能力前明確水位控制目標。（5）電力調度機構一般按85%負荷率確認火電的發電能力，考慮廠用電率，火電一般按80%裝機容量進行申報電量校核。涉熱機組按照政府確定的發電負荷作為發電能力。若火電有保障電網安全穩定運行所需電量、火電備用狀態確認電量、火電其他分配計劃電量，則在申報電量校核時相應扣除。（6）風電、光伏電廠月度發電能力原則上不超過上年同期各廠月度可利用小時數1.1 倍，上年同期有新投產機組的電廠月度發電能力原則上不超過相同地區已投產的類似電廠月度平均可利用小時數1.1 倍。（7）新投電廠按相同地區已投產的類似電廠確定發電能力。

第五十六條用戶（售電公司）申報數據合理性校核。年度、月度交易中，用戶每次申報電量不得超過用戶申報前12 個月最大月用電量的1.1 倍扣減月度累計成交電量；售電公司每次申報電量不得超過申報前12 個月其服務用戶最大月用電量之和扣減月度累計成交電量；申報電量需超過上述規定的應提前提交用電需求相關證明材料，交易中心核實通過后方可申報。

第五十七條安全校核。調度機構根據電廠成交結果開展安全校核，安全校核通過的電量作為交易執行和結算依據。調度機構按如下原則進行校核：（一）網絡約束校核。交易技術支持系統根據調度機構提供的電廠安全約束能力進行市場出清，形成滿足電廠安全約束能力的交易出清結果并提交調度機構進行安全校核。（二）梯級水量匹配校核。對滿足網絡約束的交易結果進行梯級水量匹配校核。當下游電站交易結果超出上游來水對應發電能力時，直接削減下游電站市場電量。（三）日電量交易校核。調度機構綜合考慮系統需求和次日電廠發電能力，對電廠成交電量進行校核，電廠成交電量不得高于發電能力扣減電廠日電量校核基準值后的電量。電廠日電量校核基準值=[月成交電量－（本月已發電量－本月日電量交易累計成交電量）]/本月剩余有效天數，本月剩余有效天數為本月電廠剩余有效發電時間等效天數。系統需求較小，月度交易電量（含年度合同分月電量）按日平均的量無法安排，所有日電量交易均可以不予通過。（四）火電廠校核。當水庫有拉水需要或清潔能源消納困難時，涉熱機組火電廠成交電量不得超過政府明確的供氣需要電量，為保障電網安全運行和電力可靠供應、為滿足節能減排或安全可靠運行需要開展升級改造調試及性能試驗機組成交電量不得超過調試或實驗所需電量，其他火電廠不得成交。（五）電網調峰調頻校核。為確保云南電網異步聯網下的安全穩定運行，調度機構根據月度運行方式安排、電力供需平衡分析預測、市場化交易計劃、電網調峰調頻需要等，對市場化交易結果進行安全校核，對不滿足電網調峰調頻需要的交易結果進行削減。

第五十八條市場主體對交易校核或交易結果有異議的，應在結果發布一個工作日內向交易中心提出，由交易中心會同電力調度機構在一個工作日內給予解釋。逾期不提出的視為無意見。

第二節交易執行

第五十九條交易中心根據調度機構安全校核后的各年度合同月度分解電量和各類月度交易成交結果，形成電廠的月度交易計劃，包括優先發電和各類交易電量。電力調度機構應當合理安排電網運行方式并保障執行。

第六十條以下兩種情況需對電廠西電東送電量（包括協議內電量或協議外電量）進行調整：1、若分配協議內電量時僅有預計劃，當正式下達計劃后相應對電廠的分配計劃進行調整。調整方式為根據正式計劃按照協議內西電東送計劃分配原則重新確定分配計劃，經調度機構安全校核通過后，按照調整后的分配計劃執行和結算。2、西電東送的實際送電量與計劃送電量存在偏差超過3%，實際送電量確定后相應對電廠的西電東送電量進行調整，并按照調整后的電量進行結算。當實際送電量大于計劃送電量，即出現超送電量時，首先由省級電力管理部門認定的具備跨省跨區交易資格電廠按照月度超發電量大小等比例承接超送電量，省級電力管理部門認定的具備跨省跨區交易資格電廠超發電量不夠承接的，再由不具備跨省跨區交易資格的清潔能源電廠按照月度超發電量大小等比例承接剩余超送電量，電廠承接電量不超過其超發電量。超送電量為協議內電量的，電廠價格按照協議內電量價格結算，超送電量為協議外電量的，電廠價格按照協議外電量價格結算。當實際送電量小于計劃送電量，即出現少送電量時，則等比例調減電廠原來的分配計劃，合計調減電量等于少送電量。

第六十一條電力調度機構負責根據交易計劃形成調度計劃并執行，公布實際執行結果，向市場主體說明與交易計劃產生偏差的原因，對交易計劃執行結果及偏差責任進行認定并提交交易中心。交易中心每日跟蹤月度交易計劃執行進度情況，并以電力調度機構提供的交易執行結果及偏差責任認定情況作為結算考核依據。市場主體對月度交易計劃執行提出異議時，電力調度機構負責出具說明，交易中心負責公布相關信息。

第六十二條電力調度機構基于電力系統實際，在保電網安全的前提下，合理安排電網運行方式，并綜合考慮電網和電廠檢修計劃、電廠來水特性等因素，保證交易計劃的公平、公正及有效執行。

第六十三條電力系統發生故障或其他情況，如對市場化交易計劃執行影響較大且無法通過后續調整、優化確保市場化交易計劃完成時，電力調度機構應將相關情況及影響及時通報交易中心。