《雲南省燃煤發電市場化改革實施方案（試行）》是為深入推進雲南省燃煤發電市場化改革，完善主要由市場決定燃煤發電價格的機制，根據國家關於進一步深化電力體制改革的相關政策要求，制定的方案。
2022年12月，雲南省發展和改革委員會制定印發《雲南省燃煤發電市場化改革實施方案（試行）》。本方案自2023年1月1日起試行。
基本介紹
- 中文名：雲南省燃煤發電市場化改革實施方案
- 實施時間：2023年1月1日
- 發布單位：雲南省發展和改革委員會
- 印發時間：2022年12月
全文
一、總體思路
充分發揮市場機制決定性作用，更好發揮政府作用，結合雲南源網荷儲特點和今後一段時期能源發展安全的實際需要，建立燃煤發電電能量市場和調節容量市場，並在實踐中逐步完善制度規則。按照國家政策和電力市場化交易規則建立電能量市場，由燃煤發電企業和各類電力用戶（含售電公司，下同）直接交易形成價格。建立調節容量市場，按照“誰受益、誰承擔”、“誰服務、誰收益”的原則，逐步建立健全與系統負荷曲線一致性相掛鈎的調節容量市場交易機制，並通過市場化方式形成價格。完善電力市場監管和調控機制，維護市場穩定運行。
二、建立燃煤發電電能量市場
（一）關於省內電能量市場
1.燃煤發電電量市場交易價格浮動範圍。按照《國家發展改革委關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）規定，燃煤發電上網電量市場交易價格為雲南省燃煤發電基準價上下浮動20%，高耗能用戶交易電價不受上浮20%限制。高耗能用戶按照國家發展改革委等部門《高耗能行業重點領域能效標桿水平和基準水平（2021年版）》（發改產業〔2021〕1609號）明確的範圍並結合雲南實際執行（氮肥製造、磷肥製造企業暫不納入）。
2.燃煤發電電量市場交易方式。建立燃煤發電交易市場。鼓勵各類電力用戶與燃煤發電企業通過雙邊、集中交易等方式，簽訂交易契約，交易價格在合理區間內形成。試行期內，褐煤發電企業優先與非高耗能用戶足額交易，高耗能用戶要優先與煙煤無煙煤發電企業進行交易，售電公司按簽約零售用戶用電比例執行（涉及價格結算時也按照同樣原則執行，下同）。鼓勵電力用戶通過燃煤發電電量與清潔能源電量置換、綠證交易等方式實現低碳零碳生產經營。
3.年度市場交易方式。參與清潔能源年度交易的各類電力用戶，原則上按照不低於上年燃煤發電上網電量（扣除西電東送分攤部分）占省內市場化用電量的比例，參考參與市場化交易的各類電力用戶申報需求與清潔能源發電企業申報上網電量（扣除優先計畫）的缺口占各類電力用戶申報需求的比例，購買燃煤發電電量，雙方自主協商在合理區間內確定價格。
4.月度市場交易方式。鼓勵買賣雙方積極參與月度市場交易，自主在合理區間內確定價格。未成交的燃煤發電電量，由未採購燃煤發電電量及採購量不足的市場化用戶（含電網代理購電用戶）按比例公平分攤，已採購燃煤發電電量部分不再重複分攤，簽訂燃煤發電以外電源品種交易契約能夠足額滿足用電需求的用戶也按比例分攤。用戶按分攤辦法購買的燃煤發電電量與實際電量之間的偏差在月度發用電結束後進行調整並正式結算。
月度市場未成交燃煤發電電量結算價格按以下原則確定：當月度市場成交量達到或超過燃煤發電同期可交易電量的50%時，非高耗能用戶、高耗能用戶分別按該類用戶成交均價上浮5%結算；當月度市場成交量低於燃煤發電同期可交易電量的50%時，非高耗能用戶按基準價上浮5%結算，高耗能用戶按照基準價上浮25%結算。褐煤發電企業未成交電量結算價格為基準價下浮10%，煙煤無煙煤發電企業結算價格為基準價。發用兩側結算差額資金納入電力成本分擔機制統一平衡。
5.月內市場交易方式。建立燃煤發電電能量月內交易市場，開發不同時段交易品種，滿足買賣雙方多樣化需要。
（二）關於省外電能量市場
按照西電東送框架協定，雲電送粵框架協定電量中的燃煤發電電量按省內、省外用電量占比納入年度優先發電計畫，雙方年初商定電量，參與廣東電力市場交易。年度契約按照雲南省燃煤發電基準價上浮20%順推形成落地電價結算。參與廣東現貨市場的電量，當價格低於雲南省月度燃煤發電結算價格時，按照雲南省月度燃煤發電結算價格結算；當價格高於雲南省月度燃煤發電結算價格時，按照廣東現貨市場價格結算。雲電送桂電量及價格形成機制參照執行。
三、建立燃煤發電調節容量市場
設立燃煤發電調節容量市場。按照各類電源、用戶對調節能力和系統容量的不同需求差異化分攤調節容量成本，逐步建立與系統負荷曲線一致性相掛鈎的調節容量市場交易機制。先期鼓勵未自建新型儲能設施或未購買共享儲能服務達到裝機規模10%的風電和光伏發電企業（含已建成項目），自行向省內燃煤發電企業購買系統調節服務。燃煤發電企業最大發電能力和最小發電能力之間的可調節空間參與調節容量市場交易，試行期先按煙煤無煙煤額定裝機容量的40%參與燃煤發電調節容量市場交易（褐煤發電企業暫不參與），並根據市場供需變化動態調整。燃煤發電調節容量價格由買賣雙方在220元/千瓦·年上下浮動30%區間範圍內自主協商形成。未自建新型儲能設施、未購買共享儲能服務且未購買燃煤發電系統調節服務的新能源項目上網電價按清潔能源市場交易均價的90%結算，結算差額資金納入電力成本分擔機制。風電和光伏發電企業所購容量超出自用部分，可參與調節容量市場進行交易。
四、保障措施
（一）確保居民、農業用電價格穩定
居民（含執行居民電價的學校、社會福利機構、社區服務中心等公益性事業用戶）、農業用電由電網企業保障供應，執行目錄銷售電價政策，不參與分攤燃煤發電電量。
（二）保持改革期間電價總體穩定
為防止燃煤發電市場化改革過程中電力市場價格大幅波動、對工商業用戶正常生產經營造成負面影響，綜合考慮近年來水電價格變化情況，試行期內水電和新能源全年分月電量電價加權平均電價在前3年年度市場均價上下浮動10%區間內形成，超過上限部分納入電力成本分擔機制。買賣雙方可區分汛期、枯期發用電情況自主協商確定月度、月內等不同交易結算價格。試行期內水電和新能源發電企業與一般工商業用戶、中小微企業交易價格原則上保持基本穩定。
（三）鼓勵燃煤發電企業增發保供
綜合考慮燃煤發電市場交易和燃煤發電企業生產經營狀況，視情通過電力成本分擔機制對燃煤發電企業成本進行合理補償，建立燃煤發電枯期多發獎勵機制，保障燃煤發電企業正常生產供應不受影響。加快制定雲南省電力成本分擔機制管理辦法，調節資金提取有關政策在調整前繼續執行，視市場成熟度和電力行業發展需要逐步完善。
（四）著力增加電煤供應
各方面嚴格執行省發展改革委、省能源局《關於落實煤炭市場價格形成機制的通知》（雲發改價格〔2022〕925號），加大市場監管力度，穩定電煤市場價格。積極採取有效措施，加快提升省內電煤安全生產供應能力和保障水平。繼續實施外購煤鼓勵政策。
（五）支持新能源加快發展
綜合考慮風光資源、開發成本，區分存量與增量，認真執行現行政策，堅持市場化改革方向，擇機出台新能源價格形成機制相關政策，保障新能源開發合理收益，充分調動各方面積極性，加快建設新能源大省。強化新能源落實儲能或調節服務責任，並與儲能電價政策、分時電價機制改革相協調，實現不同調節方式的成本收益保持相對平衡，共同維護電力系統運行安全。
（六）加強電力市場監管
發展改革部門會同相關部門要密切監測煤炭、電力市場動態和價格變化，及時查處市場主體價格串通、哄抬價格、實施壟斷協定、濫用市場支配地位等行為，對典型案例公開曝光，維護良好市場秩序。指導發電企業特別是市場份額大的企業統籌考慮市場承受能力，合理參與電力市場報價，促進市場交易價格合理形成。
