2014年以来，针对电力富余的突出矛盾，云南省积极探索电力市场化交易，为汛期富余水电消纳、降低企业用电成本和促进工业经济稳增长作出了积极贡献，实现了发、供、用和社会的多方共赢。

去年，在有关各方共同努力下，全国首个相对独立电力交易机构在云南组建完成。同期，云南省大力推动省内、跨省区电力市场化交易，发挥市场在资源配置中的决定性作用，圆满完成各项年度目标任务。

2016年12月30日10时30分，云南电力市场全年省内、跨省区交易电量分别定格在590亿千瓦时、134.5亿千瓦时，实现同比增长84.4%、116.2%。

经报记者注意到，截至去年底，云南通过市场化交易电量已占全省大工业用电量的85%，占全部用电量的54%，促进全省主要行业开工率由年初的35.4%回升至四季度的60%，年底仍维持在58%左右，较2015年同期增长11个百分点。

2017年是云南继续推进电力市场化交易的关键一年。在去年实施方案的基础上，结合云南电力系统运行实际，为进一步完善市场结构和市场体系，《2017年云南电力市场化交易实施方案》已于近日印发。

明确参与主体

云南省电力市场化交易主体分为售电主体和购电主体。售电主体为并入云南电网运行的所有电厂，分为优先电厂和市场化电厂。

其中，优先电厂指由地调/县调调度的并网运行公用中小水电及其他类型电厂、2004年1月1日前已投产的并网运行公用水电厂（以该电厂第一台机组投运时间为准，下同）。

市场化电厂指风电场、光伏电厂、火电厂、2004年1月1日及以后投运由总调调度、省调调度、省地共调电厂。

按照《方案》，市场化电厂中的水电厂、风电场、光伏电厂首先成交。市场化电厂中的水电厂、风电场、光伏电厂成交之后，若有电量缺额，再由市场化电厂中的火电进行成交，非保障系统安全的火电先成交，成交之后仍有电量缺额，由保障系统安全的火电机组成交。

交易中的购电主体指云南省内所有的电力用户和符合准入条件的售电公司，分为竞争性购电主体和非竞争性购电主体。

竞争性购电主体是指符合市场准入条件且在电力交易中心注册成功的用户（以下简称竞争性用户）和售电公司，按《方案》参与市场化交易和结算。

非竞争性购电主体是指一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用户、以及居民生活用户等优先购电用户和符合市场准入条件但未在交易中心注册的用户，非竞争性购电主体的用电量统称为优先购电量，由电网企业统一购电，暂不参与市场化交易。

按照《方案》，符合准入条件用户一旦进入电力市场，三个月内不能退出市场，可采用自行申报、供电单位代报、售电公司代理购电等方式参与市场化交易。

凡是有交易成交记录的用户（包括售电公司代理用户）的用电量均按市场机制定价，不再执行目录电价；凡是无交易成交记录的用户由电网企业按照相关规定实施保底供电服务。

经报记者了解到，云南电力市场遵循“省内需求优先、外送消纳次之”的总体原则开展交易，现阶段电力市场化交易分为中长期交易和短期交易。

其中，中长期交易开展年度交易和月度交易，短期交易开展日前电量交易。《方案》中所有交易都是实物合约交易，各类交易的成交结果一经确认，不得更改。

保证有序竞争

《方案》明确，云南省购、售电主体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；合约转让交易中，电厂各月申报电量的最小单位为0.0001万千瓦时，申报电价的最小单位为0.00001元/千瓦时。

除年度和月度双边协商交易外，为保证有序竞争，考虑2017年供需关系，设置申报最低限价和最高限价，最低限价暂定为0.13元/千瓦时，最高限价暂定为0.42元/千瓦时。

《方案》提出，鼓励全年增加用电，尤其是汛期多消纳水电。2017年1—4月以2016年1—4月用电平均值为基数，超基数用电部分不设最低限价；2017年5—12月以2016年5—12月用电平均值为基数，超基数用电部分不设最低限价。

据悉，云南省电力交易中心根据交易主体需求按双边协商的方式组织年度交易，每年12月份开放一次年度交易，交易主体双边可签订一年或多年双边交易合同。

在月度交易前，交易机构应会同调度机构对月度优先发电量、优先购电量进行电力电量平衡预测分析。

此外，平衡优先发电量后，剩余的框架协议内西电东送电量作为计划性电量，根据电力主管部门有关分配政策安排，电力交易中心按要求执行。

根据《方案》，售电成交价=售电申报价+K1×价差，购电成交价=购电申报价-K2×价差，其中，K1=K2=0.1。购电成交价和售电成交价之间的剩余价差收益纳入结算平衡机制处理。