云南能監辦發布關于征求云南省內電力市場五個實施細則意見建議的通知，包含《云南電力市場現貨電能量交易實施細則(V2.0版)》、《云南電力市場結算實施細則(V2.0版)》、《云南電力市場交易信用管理實施細則(V2.0版)》、《云南電力市場售電公司履約保函(保險)管理實施細則(V2.0版)》和《云南電力零售市場實施細則(V2.0版)》5個文件。

其中云南電力市場現貨電能量交易實施細則(V2.0版)征求意見稿提出：原則上，參與省內中長期市場交易的市場主體均應參與現貨市場交易，參與方式可分為報量報價參與現貨市場、報量不報價參與現貨市場。

省內燃煤機組、具有較好調節性能的市場化水電以及試點參與優化出清的風電、光伏原則上采用報量報價的方式參與現貨出清;其他市場化水電、風電、光伏等交易單元采用報量不報價的方式參與現貨出清。

現貨市場起步階段，參與省內中長期市場交易的用戶(包括售電公司、批發用戶等)采用報量不報價的方式參與現貨市場;現貨市場運行成熟、具備條件后，以用戶側報量報價模式組織現貨市場交易。

新型主體(主要包括獨立儲能、虛擬電廠等)需滿足并網調試運行、分時正反向計量、接入調度直控、簽訂相關協議等前置條件，完成市場注冊后，可采用報量報價或報量不報價方式參與現貨出清。

全文如下：

云南電力市場現貨電能量交易實施細則(V2.0版)

(征求意見稿)

1總述

1.1目的意義

為建設云南電力現貨市場，形成體現時間和空間特性、反映市場供需變化的現貨電能量價格信號，發揮市場在電力資源配置中的決定性作用，提升電力系統調節能力，促進可再生能源消納，保證電力安全可靠供應，引導電力中長期規劃和投資，促進電力系統向清潔低碳、安全高效轉型，結合南方區域電力市場有關要求和云南省實際制定本細則。

1.2編制依據

本細則根據《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)及其配套文件、全國統一電力市場規則體系，按照《南方區域電力市場實施方案》和南方區域“1+N”市場規則體系要求，結合云南實際制定。

1.3基本原則

電力現貨市場建設與與運營堅持安全可靠、綠色低碳、經濟高效、穩步協同、公開透明原則。

穩妥有序推進云南融入南方區域電力市場，保障全省電力系統安全運行和電力可靠供應，促進全省清潔能源消納，服務全省經濟社會高質量發展。

1.4參與方式

原則上，參與省內中長期市場交易的市場主體均應參與現貨市場交易，參與方式可分為報量報價參與現貨市場、報量不報價參與現貨市場。

云南省級政府主管部門對省內市場主體參與現貨市場方式作出專門規定的，從其規定。

1.4.1發電側參與現貨方式

省內燃煤機組、具有較好調節性能的市場化水電以及試點參與優化出清的風電、光伏原則上采用報量報價的方式參與現貨出清;其他市場化水電、風電、光伏等交易單元采用報量不報價的方式參與現貨出清。現貨市場起步階段，發電側參與現貨出清的原則及方式具體根據現貨試運行方案確定。

根據現貨市場試運行情況，逐步實現更多市場化水電、風電、光伏等交易單元報量報價參與現貨市場優化出清。為鼓勵更多清潔能源發電單元積極參與現貨市場優化，發揮市場資源配置作用，優先保障報量報價清潔能源市場化消納。

原則上，風電、光伏、水電等類型市場化電廠以接入同一個上網節點、執行相同標準補貼政策、且屬于同一法人單位的發電機組為一個交易單元。燃煤電廠以機組為交易單元。

1.4.2用戶側參與現貨方式

現貨市場起步階段，參與省內中長期市場交易的用戶(包括售電公司、批發用戶等)采用報量不報價的方式參與現貨市場;現貨市場運行成熟、具備條件后，以用戶側報量報價模式組織現貨市場交易。

1.4.3新型主體參與現貨方式

新型主體(主要包括獨立儲能、虛擬電廠等)需滿足并網調試運行、分時正反向計量、接入調度直控、簽訂相關協議等前置條件，完成市場注冊后，可采用報量報價或報量不報價方式參與現貨出清。原則上，接入同一220kV上網節點、屬于同一法人單位的新型主體作為一個交易單元參與市場交易，且新型主體交易單元須與調度單元保持一致。

1.5現貨市場規模

落實國家電力體制改革要求，建立以中長期交易為主、現貨交易為補充的市場化電力電量平衡機制。

落實國家及云南省對中長期簽約比例工作要求，按照交易時序遞進、中長期簽約比例由小到大、逐步逼近的原則，通過多年、年、季、月、周、多日等多時間尺度中長期市場交易，在現貨市場交易組織前實現省內市場主體中長期交易高比例簽約，云南現貨市場交易結算電量比例控制在合理規模以內。

2適用范圍

本細則適用于云南參與南方區域現貨電能量市場，按照跨省與省內“聯合出清，兩級協同運作”模式開展現貨市場交易。

3引用文件

電網調度管理條例

電力安全事故應急處置和調查處理條例

電網運行規則(試行)

電力系統安全穩定導則

電力系統電壓和無功電力技術導則

電力交易安全校核技術規范

電力現貨市場基本規則

南方區域電力市場運營規則

南方區域電力市場現貨電能量交易實施細則

4術語定義

本細則術語和定義與《南方區域電力市場現貨電能量交易實施細則》一致。

5市場銜接機制

5.1中長期市場與現貨市場的銜接

中長期交易結果(包括省內中長期市場交易形成的合同、電網企業代理購電交易形成的合同、送端電廠承接的跨省優先發電計劃、送端電廠的跨省中長期交易計劃等)，通過差價合約結算機制與現貨市場進行銜接。

5.2省內現貨市場與南方區域現貨市場的銜接

組織省內市場主體參與南方區域現貨市場申報，采用跨省與省內聯合出清的模式開展日前、實時現貨市場交易，形成跨省和省內分時電價與交易曲線，實現跨省與省內現貨交易銜接。

5.3調頻輔助服務市場、深度調峰機制與現貨市場的銜接

做好調頻輔助服務市場與現貨市場的銜接。現階段，在運行日機組開機組合基礎上，開展云南電網調頻輔助服務市場出清、調峰輔助服務市場出清。具備條件后，推動現貨市場與調頻輔助服務市場、調峰輔助服務市場聯合出清。

5.4跨省備用輔助服務市場與現貨市場的銜接

做好跨省備用輔助服務市場與現貨市場的銜接。當全省備用容量無法滿足要求(或全省備用容量滿足要求且存在富余)時，在滿足電網安全穩定運行要求以及送電通道不受限制的前提下，可通過南方區域跨省備用輔助服務市場購買省外備用容量(或出售省內富余備用容量)。競價日，結合跨省備用市場申報的賣方備用總可交易容量與買方備用需求，采用安全約束機組組合(SCUC)程序計算運行日的96點機組開機組合。

實時運行期間，基于跨省備用輔助服務市場出清結果，采用安全約束機組組合(SCUC)程序計算未來2小時的機組開機組合。其中，水電機組開機組合可采用日前市場出清結果。

5.5省內調峰輔助服務市場與現貨市場的銜接

南方區域電力現貨市場連續運行期間，按照區域市場調峰與現貨融合機制開展出清，省內調峰輔助服務市場不運行。

6日前電能量市場交易組織

6.1組織方式

現階段，以“發電側報量報價、用戶側報量不報價”模式組織市場申報，市場機組申報運行日的報價信息，售電公司和批發用戶申報運行日的用電需求分時曲線，不申報價格。根據統調負荷預測、母線負荷預測、跨省跨區送電下限、不參與現貨市場發電主體出力安排(含調度安排計劃)、發電機組檢修計劃、輸變電設備檢修計劃、發電機組運行約束、電網安全運行約束、水電廠水庫運用約束、水電優化調度約束等市場邊界和約束條件，以社會福利最大化為目標，采用安全約束機組組合(SCUC)、安全約束經濟調度(SCED)方法進行集中優化計算，出清得到運行日的機組開機組合、分時出力計劃、分時節點電價、跨省送受電計劃。售電公司和批發用戶所申報的用電需求曲線即為其日前電能量市場的中標曲線。

待具備條件后以“發電側報量報價、用戶側報量報價”模式組織市場交易。

6.2交易時間

運行日(D日)為執行日前電能量市場交易計劃的自然日，每15分鐘為一個交易出清時段，每個運行日含有96個交易出清時段。競價日(D-1日)發電企業、售電公司和批發用戶進行申報，并通過日前電能量市場出清形成運行日的交易結果。

6.3機組參數

機組參數主要包括機組運行參數、電力調度機構設定的參數、申報參數、缺省申報參數和核定參數，具體按照《南方區域現貨電能量市場交易實施細則》執行。

鼓勵省內水電廠結合機組運行實際情況，開展水電機組日啟停次數、最小停機時間等參數設置的研究工作;研究成果具備轉化應用條件后，經履行相應程序，在機組參數增加相應約束條件。

6.4日前發電單元運行邊界條件準備

日前發電單元運行邊界條件包括發電機組狀態約束、機組狀態、發電機組出力上下限約束、燃煤機組最早可并網時間、發電機組調試及試驗計劃、熱電聯產機組供熱計劃、火電機組一次能源供應約束、報量報價水電水庫運用約束、報量不報價水電發電預測、新能源功率預測等，具體按照《南方區域現貨電能量市場交易實施細則》執行。

6.5日前電網運行邊界條件準備

日前電網運行邊界條件包括負荷預測、優先出力計劃、跨省優先計劃調整、輸變電設備檢修計劃、輸變電設備投產與退役計劃、運行備用、電網安全約束、水電優化調度約束、清潔能源消納約束和不參與現貨出清機組的發電計劃編制等，具體按照《南方區域電力市場現貨電能量交易實施細則》執行。

6.6出清前信息發布

電力調度機構完成現貨市場出清邊界條件準備后，發送出清前信息至電力交易機構，由電力交易機構通過電力市場交易系統，按照《電力市場信息披露基本規則》《南方區域電力市場信息披露實施細則》的要求，向相關市場成員發布運行日的邊界條件信息。

6.7交易申報

各市場主體需每日向市場運營機構提交申報信息，遲報、漏報或不報者均默認采用缺省值作為申報信息。

現貨市場事前信息發布后，所有市場主體必須通過電力市場交易系統進行日前電能量市場交易申報，具體按照《南方區域電力市場現貨電能量交易實施細則》執行。

6.8日前電能量市場出清

競價日17:30前，電力調度機構基于市場成員申報信息以及運行日的電網運行邊界條件，采用安全約束機組組合(SCUC)、安全約束經濟調度(SCED)程序進行優化計算，出清得到日前市場交易結果，具體出清機制詳見《南方區域電力市場現貨電能量交易實施細則》。

6.9日前電能量市場安全校核

日前電能量市場安全校核包括電力平衡校核、安全穩定校核、清潔能源消納校核等，具體按照《南方區域電力市場現貨電能量交易實施細則》執行。

6.10日前電能量市場定價

日前電能量市場定價包括發電側定價、用戶側定價和跨省送電定價。

日前電能量市場出清形成每15分鐘的節點電價，每小時內4個15分鐘的節點電價的算術平均值，計為該節點每小時的平均節點電價。

(1)發電側定價

日前電能量市場中，市場化電廠以電廠(機組)所在節點的小時平均節點電價作為相應時段的結算價格，其中，110kV及以下并網市場主體按照所在220kV節點定價。

(2)用戶側定價

省內用戶側(包括售電公司、批發用戶等)的日前現貨價格按照云南省級政府主管部門政策和云南電力市場結算實施細則的相關規定執行。

現貨市場起步階段，可根據市場化電廠日前中標電量、市場化電廠日前節點電價以及其它必要量價信息進行加權計算，采用加權平均現貨價格(包括分區現貨價格或全省統一結算現貨價格)作為市場用戶的日前現貨價格;現貨市場運行成熟、具備條件后，市場用戶以所在節點的日前節點電價進行結算。

(3)新型主體定價

日前電能量市場中，新型主體原則上以所在節點的小時平均節點電價作為相應時段的結算價格。

(4)跨省送電定價

根據南方區域電力現貨市場出清結果及規則確定云南跨省送出日前現貨價格。

6.11交易結果發布

競價日17:30前，電力調度機構出具運行日的日前市場交易出清結果，按照有關程序通過技術支持系統發布。

6.12日前發電調度計劃

日前市場原則上基于競價日交易申報前發布的電網運行邊界條件進行計算，一般情況下，日前市場的發電側出清結果(包含火電機組開機組合以及機組出力計劃)即為運行日的發電調度計劃。

若電網運行邊界條件在運行日之前發生變化，并且可能影響電網安全穩定運行、電力正常有序供應和清潔能源消納，電力調度機構可根據電網運行的最新邊界條件，基于發電機組的日前報價，采用日前電能量市場的出清算法進行優化計算。日前市場形成的成交結果和價格不進行調整。

主要邊界條件變化情況包括但不限于：

(1)因天氣條件、當日實際負荷走勢等發生較大變化而需調整次日的負荷預測;

(2)發生機組非計劃停運(含出力受限)情況;

(3)發電機組檢修計劃延期或調整;

(4)省間送受電因電網故障、清潔能源消納等原因出現計劃外調整;

(5)水電或新能源出力較預測發生較大變化;

(6)電網輸變電設備出現故障、臨時檢修或計劃檢修延期;

(7)電網輸變電設備檢修因前序檢修工作未按期進行或設備不可用等因素，導致運行日計劃檢修無法開展。

7實時電能量市場交易組織

7.1組織方式

實時市場采用全電量申報、集中優化出清的方式開展。電力調度機構基于用日前電能量市場封存的申報信息，根據超短期負荷預測等邊界條件，以總發電成本最小為目標，采用安全約束機組組合(SCUC)、安全約束經濟調度(SCED)方法進行集中優化計算，出清得到運行時點的機組開機組合、分時出力計劃、分時節點電價、跨省送受電計劃。

7.2交易時間

電力調度機構在系統實際運行前15分鐘開展實時電能量市場交易出清。

7.3實時發電機組物理運行參數變化

實時市場采用日前市場封存的發電側價格申報信息進行出清。除水電、風電、光伏等可再生能源外，其他發電機組、售電公司和批發用戶在實時市場中均無需進行申報。

當發電機組的物理運行參數與日前電能量市場相比發生較大變化時，發電企業需及時通過所屬電力調度機構的技術支持系統向所屬電力調度機構進行報送，經所屬電力調度機構審核同意確認后生效。主要包括以下信息：

(1)最新的預計并網/解列時間;

(2)機組出力上/下限變化情況;

(3)調試(試驗)機組出力變化情況;

(4)機組發生故障，需對機組實時發電出力計劃進行調整的情況;

(5)其他可能影響電力供應以及電網安全運行的物理參數變化情況。

7.4實時機組運行邊界條件準備

實時市場中，發電機組報送相應的運行參數變化信息并經所屬電力調度機構審核同意，在技術支持系統中對實時市場的相關運行參數進行修改，以修改之后的參數進行實時市場出清計算，具體按照《南方區域電力市場現貨電能量交易實施細則》執行。

7.5實時電網運行邊界條件準備

實時電網運行邊界條件包括超短期負荷預測、優先出力計劃、發電機組及輸變電設備檢修執行、運行備用、電網安全約束、非市場機組發電計劃調整、水電優化調度約束、清潔能源消納約束等，具體按照《南方區域電力市場現貨電能量交易實施細則》執行。

7.6實時電能量市場出清

電力調度機構以15分鐘為周期，基于最新的電網運行狀態與超短期負荷預測信息，以購電成本最小化為目標，采用安全約束機組組合(SCUC)、安全約束經濟調度(SCED)程序進行優化計算，滾動優化機組開停機組合和出力，形成各發電機組需要實際執行的發電計劃和實時節點電價等信息，具體出清機制詳見《南方區域電力市場現貨電能量交易實施細則》。

7.7實時電能量市場定價

實時電能量市場定價包括發電側定價、用戶側定價和跨省送電定價。

實時電能量市場出清形成每15分鐘的節點電價，每小時內4個15分鐘的節點電價的算術平均值，計為該節點每小時的平均節點電價。

(1)發電側定價

實時電能量市場中，市場化電廠以電廠(機組)所在節點的小時平均節點電價作為相應時段的結算價格，其中，110kV及以下并網市場主體按照所在220kV節點定價。

(2)用戶側定價

省內用戶側(包括售電公司、批發用戶等)的實時現貨價格按照云南省級政府主管部門政策和云南電力市場結算實施細則的相關規定執行。

現貨市場起步階段，可根據市場化電廠實際電量、市場化電廠實時節點電價以及其它必要量價信息進行加權計算，采用加權平均現貨價格(包括分區現貨價格或全省統一結算現貨價格)作為市場用戶的實時現貨價格;現貨市場運行成熟、具備條件后，市場用戶以所在節點的實時節點電價進行結算。

(3)新型主體定價

實時電能量市場中，新型主體原則上以所在220kV節點的小時平均節點電價作為相應時段的結算價格。

(4)跨省送電定價

根據南方區域電力現貨市場出清結果及規則確定云南跨省送出實時現貨價格。

7.8實時電能量市場安全校核

實時市場安全校核與日前市場安全校核一致。

7.9市場出清結果發布

電力調度機構將實時市場出清的發電計劃下發至各發電主體，于次日發布運行日實時市場的正式結果，作為結算依據。

7.10實時運行調整

電網實時運行應按照系統運行有關規定，保留合理的調頻、調峰、調壓及備用容量以及各輸變電斷面合理的潮流波動空間，滿足電網風險防控措施要求，保障系統安全穩定運行和電力電量平衡。具體按照《南方區域電力市場現貨電能量交易實施細則》執行。

8市場力檢測及緩解

8.1定義

8.1.1【市場力檢測與緩解】為避免具有市場力的發電機組操縱市場價格，需進行市場力檢測與緩解，根據市場運行需要和技術條件，可采取包括但不限于下述事前、事中和事后措施中的一項或多項。

8.2事前措施

8.2.1【報價行為測試】

(1)對比發電機組電能量報價與行為測試參考價格，當發電機組電能量報價小于等于行為測試參考價格時，該發電機組被認定通過行為測試;當發電機組電能量報價大于行為測試參考價格時，該發電機組被認定不通過行為測試，將發電機組電能量報價超過行為測試參考價格的部分替換為行為測試參考價格，作為該機組報價參與現貨市場出清。行為測試參考價格作為市場參數管理，分不同類型機組設置，具體設置另行明確。

(2)計算發電機組電能量平均報價與自身近30天平均報價水平的比值，當該比值不超過閾值時，該發電機組被認定通過行為測試;當該比值超過閾值時，該發電機組被認定不通過行為測試，將發電機組電能量報價乘以該比值的倒數，作為該機組報價參與市場出清。閾值作為市場參數管理，分不同類型機組設置，具體設置另行明確。

(3)可根據云南電力系統季節特性，動態更新各類型機組閾值設置，具體設置另行明確。

(4)以用戶側報量報價模式組織現貨市場交易時，相應開展用戶(包括售電公司、批發用戶等)報價行為測試，相關政策另行規定。

8.2.2【供應緊張情況下的報價限制】電力調度機構發布的電力供應風險預警生效期間等電力供應緊張時期，可視需要調整影響區域機組運行日的市場申報上限，將各類型機組的變動成本乘以一定比例系數作為該類型機組的申報價格上限。比例系數作為市場參數管理，具體參數設置另行明確。

8.2.3【清潔能源消納困難情況下的報價限制】電力調度機構發布的清潔能源棄電限發風險預警生效期間等清潔能源消納困難時期，可視需要調整影響區域清潔能源發電單元運行日的市場申報下限，具體參數設置另行明確。

8.3事中措施

8.3.1【事中測試】具備技術條件后開展影響測試與市場力緩解：在市場出清過程中，基于松弛部分網絡約束對比、寡頭測試等方法計算發電機組對市場價格的影響，對影響超過價格閾值的機組，將其電能量報價超過影響測試參考價格(低于行為測試參考價格)的部分替換為影響測試參考價格，重新進行出清。以上計算迭代過程不超過2次。價格閾值、影響測試參考價格等作為市場參數管理，影響測試參考價格分不同類型機組進行設置。

8.4事后措施

8.4.1【事后措施】研究開展濫用市場力電廠超額收益測算與回收。根據發電成本和合理收益水平，視市場運行情況采取事后超額收益回收等措施。發電側超額收益回收是指按月度或季度等周期計算各電廠的綜合收入，并基于與其合理收益相比較計算其超額收益，對超額收益進行回收后返還至用戶側(包括售電公司、批發用戶等)。

以用戶側報量報價模式組織現貨市場交易時，研究并另行明確濫用市場力用戶(包括售電公司、批發用戶等)的超額收益測算、回收與分享機制。

9現貨市場考核與補償

按照《南方區域電力市場現貨電能量交易實施細則》，根據現貨市場結算試運行要求，另行明確云南電力現貨市場系統運行考核與補償結算科目和執行參數。

9.1發電側考核費用

考核機制包括日內臨時非計劃停運、實時發電計劃執行偏差、機組限高、機組限低、熱電聯產機組供熱流量曲線偏差、新能源預測考核等，按照《南方區域電力市場現貨電能量交易實施細則》相關規定計算機組考核費用并出具結算依據，在市場結算環節按規定對考核費用進行返還。南方區域電力現貨市場未正式運行期間，暫不執行機組限高考核。《南方區域電力市場現貨電能量交易實施細則》有其他規定的，從其規定。

9.2發電側補償費用

當出現符合規定的情況，可能導致發電側市場主體在現貨電能量市場收益不能覆蓋發電機組運行成本費用或發電機組電能量報價費用及啟動費用，其中：燃煤發電機組按照《南方區域電力市場現貨電能量交易實施細則》相關規定計算發電機組運行補償費用并出具結算依據，在市場結算環節按規定對運行補償費用進行分攤。按照南方區域電力市場專項工作安排，另行制定清潔能源電廠運行補償機制。

9.3用戶側考核與補償費用

售電公司和批發用戶在日前電能量市場中申報的用電需求曲線與其實際用電曲線之間的偏差不得超出允許偏差范圍。當實際偏差率高于允許最大申報偏差率時，應將對應的現貨電能量市場結算收益回收，具體按照云南省相關政策和省內電力市場結算相關規定執行。

9.4新型主體考核與補償費用

根據新型主體參與現貨市場結算試運行情況，另行制定新型主體考核與補償機制。

10現貨市場應急處置

10.1特殊情況處理機制

出現電網保供電、重大自然災害、水電站應急處置、深度調峰等特殊情況時，按照《南方區域電力市場現貨電能量交易實施細則》相關規定進行處理。

10.2市場熔斷、中止與恢復

當省內電力市場運行面臨重大變化，影響市場正常運行時，按照《南方區域電力市場現貨電能量交易實施細則》規定流程對現貨市場熔斷或中止;市場熔斷或中止期間，按照《南方區域電力市場現貨電能量交易實施細則》相關規定開展結算。具備條件后按規定流程恢復市場運行。

11其他

11.1本細則為適應南方區域電力市場的云南省內配套實施細則之一。

11.2本細則與國家及云南省最新政策文件要求、南方區域電力市場規則體系等不符的，從其規定。

11.3本細則自印發之日起執行，原有的云南電力市場現貨電能量交易實施細則(試運行1.0版)不再執行。