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云工信電力〔2014〕941號

各州市工信委，云南電網公司，各相關發電企業和用電企業：

    為做好2015年電力市場化交易工作，現下發《2015年云南電力市場化工作方案》、《2015年云南電力市場化交易實施細則》和《2015年云南電力市場交易電廠基數電量方案》請遵照執行。

附件：1.2015年云南電力市場化工作總體方案

          2.2015年云南電力市場化交易實施細則

          3.2015年云南電力市場化交易電廠基數電量方案

            省工業和信息化委

            2014年12月22日

附件1

2015年云南電力市場化工作方案

為充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，結合我省電力運行的實際，在總結2014年汛期富余水電市場化消納經驗基礎上， 進一步健全和完善市場機制，按照對全省工業大、中、小微企業公平開放的原則，制訂了2015年云南電力市場化工作方案。

一、基本原則

堅持節能公平共同發展原則。堅決貫徹國家節能減排戰略，堅決執行國家及云南省節能發電調度政策，優先吸納可再生能源，充分發揮云南資源優勢，促進節能減排和電力產業結構優化升級。積極構建公平開放、公平競爭、公開透明、互利共贏、共同發展的電力市場。

堅持安全發展原則。遵循電力運行規律，統一部署、循序漸進，參與各方服從調度安排，滿足調度安全校核要求，保障電力系統安全穩定運行和電力可靠供應，降低電力系統大面積停電風險。

堅持市場化方向原則。區分競爭性和公益性環節，自愿參與開展有效競爭，構建主體多元、競爭有序的電力交易格局，形成適應市場要求的電價，激發企業內在活力，更好地發揮市場在資源優化配置中的作用。

堅持民生優先原則。充分考慮企業和社會的承受能力，優先保障基本公共服務電力供給，妥善處理分類用電交叉補貼問題，確保居民生活、農業生產等民生用電，切實保障民生。

二、市場主體

電力市場化主體包括購電主體、售電主體和輸配電主體。

（一）購電主體

購電主體為云南省內符合國家產業政策和環保、節能減排要求的全部專變工業用戶（包括中小微企業）、西電東送購電主體。這部分用戶統稱市場化用戶。

按照循序漸進和民生優先的原則，一般工商業用電、居民生活用電、農業生產用電等民生用電不納入市場化交易，這部分用戶統稱非市場化用戶。

（二）售電主體

售電主體為220kV及以上電壓等級并網的全部火電廠、參與2014年市場化交易的水電廠以及2004年1月1日后投產且220kV及以上電壓等級并網的所有水電廠（跨境電廠和溪洛渡電廠具備條件后另行明確）。

（三）輸配電主體

輸配電主體為云南電網有限責任公司。

三、市場模式

2015年云南電力市場交易采用集中撮合交易、發電權交易、掛牌交易、直接交易4種交易模式。市場化交易按照優先保障省內需求、再滿足外送需求的總體原則，各市場主體自由選擇交易模式。

（一）集中撮合交易

集中撮合是指售電主體與購電主體在電力交易平臺集中申報需求和價格，由系統按照價差排序原則進行交易匹配形成交易結果。年度交易分月申報電量及電價；月度交易允許對年度申報當月電量和電價作一次調整。

（二）發電權交易

發電權交易是指售電主體基于節能減排、自身原因或其它因素出讓部分或全部電量。結合云南實際，為實現水能充分合理利用，依據節能發電調度原則，目前僅進行水火發電權交易。

交易機構每月公布火電必須置換的電量，采取三級發電權交易方式。第一級：自由協商。水電與火電自由協商后在電力交易平臺填報協商結果，經安全校核后形成最終的水火置換成交結果。第二級：掛牌交易。若第一級交易成交電量小于火電必須置換的電量，火電企業對剩余可置換電量進行掛牌，由未達控制水位或有富余電量的水電自主摘牌交易。第三級：政府確定。若一、二級交易電量仍低于火電必須置換的電量，剩余電量由電力行政主管部門協調確定。

（三）掛牌交易

掛牌交易是指買方或賣方通過電力交易系統，將需求電量或可供電量的數量和價格等信息對外發布要約，由符合資格要求的一方提出接受該要約的申請，按照“時間優先、比例分配”的原則成交的一種交易方式。

西電東送，原則上根據云南省人民政府與廣東省人民政府和廣西自治區人民政府協商確定的電量規模和價格水平，由云南電網有限責任公司組織外送。協議以外增送電量進行月度掛牌交易。

（四）直接交易

直接交易是指電力用戶與發電企業根據國家和我省相關政策規定，自主協商交易電量、電價及負荷曲線，形成直接交易初步結果后，在電力交易平臺上進行填報，并經安全校核和相關方確認后形成交易結果。

四、市場規模

（一）市場化交易周期

    2015年1月-12月。

（二）市場化電量

確定原則：云鋁以2014年基數電量作為2015年基數電量，其他電解鋁用戶基數電量按云鋁2014年基數電量占其全年電量比重進行確定。其他用戶以2014年用電量扣減2014年市場化交易電量后的月平均電量作為2015年基數電量。

電量規模：約300億千瓦時。

五、市場組織

省工業和信息化委員會牽頭組織實施，省能源局、物價局、國家能源局云南監管辦、云南電網有限責任公司按照各自職責分工參與電力市場化交易工作。

省工業和信息化委員會牽頭制定2015年云南電力市場化方案和實施細則，負責公布交易信息，并牽頭組織實施。

省物價局負責按照國家發改委要求完善和確定輸配電價。

國家能源局云南監管辦負責對市場交易實施過程進行監管。

云南電力交易中心負責云南電力市場交易、結算和管理。

云南電網有限責任公司負責提供輸配電服務。

六、其他

（一）我省獨立價區內用戶可自由選擇現行聯動電價模式或工作方案中的交易模式，交易模式選定后不得進行更改。

（二）遵守國家法律法規、市場化交易規則，并接受監督和服從管理。

（三）市場交易相關爭議，由省工業和信息化委員會牽頭協調。

附件2

2015年云南電力市場化交易實施細則

1、總則

　　為促進富余電力消納，優化資源配置，規范云南電力市場交易工作，實現電力交易的公開、公平、公正，確保云南電網安全穩定運行，根據《2015年云南電力市場化工作方案》以及國家有關規定，結合云南電網實際情況，制定本細則。

    本細則適用于所有參加2015年云南電力市場交易的市場主體。

2、定義

    2.1省內電量交易市場是指云南省內工業企業與發電企業的市場化電量交易。

    2.2清潔能源交易市場是指為保證水能充分合理利用而進行的水電與火電電量置換交易。

    2.3 清潔能源交易最小置換電量是指在電網安全穩定運行、可靠供電的情況下，清潔能源最大化吸納時需要進行的水火置換電量。

    2.4 西電東送增量交易市場是指除西電東送框架協議外增送電量的市場化交易。

3、職責

3.1售電主體主要職責：

3.1.1售電主體執行并網調度協議，服從電力調度機構統一調度；

3.1.2售電主體組織好電廠生產，保障市場化交易電量的完成；

3.1.3按本細則進行電力市場化交易。

3.2 購電主體主要職責：

3.2.1購電主體執行《云南省電力用戶安全用電管理辦法》等安全用電規章制度；

3.2.2購電主體組織好生產，保障市場化交易電量的完成；

3.2.2按本細則進行電力市場化交易。

3.3輸配電主體的主要職責：

云南電網有限責任公司作為輸配電主體，以電網安全穩定為前提，公平、無歧視開放電網，為云南電力市場交易主體提供輸配電服務，不斷提高服務質量。

3.4電力交易機構的主要職責：

負責組織市場化交易、建立交易技術支持系統平臺、負責安全校核、電量計劃執行和組織交易結算。

4、市場交易內容與方法

    4.1市場主體

    4.1.1購電主體包括云南省內符合國家產業政策和環保、節能減排要求的全部專變工業用戶（包括中小微企業）和西電東送購電主體。

    4.1.2售電主體包括220kV及以上電壓等級并網的全部火電廠、參與2014年市場化交易的水電廠以及2004年1月1日后投產且220kV及以上電壓等級并網的所有水電廠，跨境電廠和溪洛渡電廠待具備條件后再行明確。

    4.1.3輸配電主體為云南電網有限責任公司。

    4.2交易模式

    4.2.1 2015年云南電力交易市場采用集中撮合模式、發電權交易、掛牌交易、直接交易四種交易模式。

    4.2.2省內電力交易市場采用直接交易模式、集中撮合模式、掛牌交易模式。

    4.2.3清潔能源交易市場采用發電權交易模式，采取自由協商、掛牌交易、政府協調三級交易方式。

    4.2.4西電東送增量交易市場采用掛牌交易模式。

    4.2.5六地州（迪慶、德宏、怒江、麗江、文山、臨滄）范圍內地調及以下調度電廠與本區域范圍內用戶首先采用價差傳遞模式進行交易，交易后富余電量在確保電力送出通道安全情況下進行競爭。

    4.2.6按照“省內需求優先、外送消納次之”、“市場交易優先、政府協調次之”的總體原則組織各種交易模式下的電力交易。

    4.3交易規模

    4.3.1基數電量

    4.3.1.1 購電主體基數電量

（1）電解鋁行業的基數電量。云鋁以2014年基數電量作為2015年基數電量,其他電解鋁2015年基數電量以云鋁2014年基數電量占全年電量比重相同確定。

（2）其他行業的基數電量。用戶2015年分月基數電量按下述公式計算：

用戶2015年月度基數電量=（2014年大工業用電量-2014年市場化電量）/12 ，若2014年未參與市場化交易則公示中2014年市場化電量取0。

    4.3.1.2 售電主體基數電量

（1）年度基數電量分配

①2014年10月后投產且220kV以上并網的電廠不分配基數電量。

②昆明電廠有供熱需求，全年按單機20萬千瓦（16萬基本負荷+4萬供熱負荷）安排發電。

③2014年已參與市場化交易但在2004年以前投產的大朝山電廠基數電量按2014年基數電量分配。

④除上述電廠外其他所有參與市場化水電廠和火電廠按裝機容量等比例分配原則確定年度基數電量。基數電量計算方法是：基數電量折算利用小時 =（市場總需求預計電量折算到發電側 -風電及光伏電廠發電量-不參與市場化交易所有水電及其他小電電量-參與市場化交易預計電量-昆明電廠、大朝山電廠基數電量）/（所有參于市場化電廠裝機容量-昆明電廠裝機容量-2014年10月后投產且220kV以上并網的電廠裝機容量-大朝山電廠裝機容量）。

（2）年度基數電量月度分配原則

水電廠年度基數電量月度分配按各水電廠充分參與系統優化調度的月度發電能力比例分配。火電廠年度基數電量月度分配在汛期按保證電網供電安全及水電充分吸納基礎上安排，其他基數電量安排在枯期，總體上保證各電廠之間在豐、平、枯季節利用小時數相當。各電廠因機組故障檢修、缺煤等自身原因未能保證當月基數電量完成，在后期不予增補；因其他客觀原因（如來水偏枯、電網檢修等），交易機構按月跟蹤調整盡可能完成年度基數電量。

 4.3.2市場化電量

 4.3.2.1 購電主體超基數用電量均可參與市場化交易。

 4.3.2.2符合準入條件的售電主體超基數上網電量均可參與市場化交易。

    4.3.2.3原則上火電廠可參與清潔能源交易的電量為火電在集中撮合交易中的成交電量,火電廠基數電量在保證電網安全穩定運行外電量也可參與清潔能源交易。

4.4市場交易規則及流程

4.4.1省內電量交易市場

    符合市場準入條件的購電主體和售電主體可參與省內電量交易市場。省內電量交易市場年度采用直接交易、集中撮合交易，每個市場主體只能選擇參與一種交易模式；月度采用集中撮合交易、掛牌交易模式。

4.4.1.1直接交易規則及流程

4.4.1.1.1直接交易規則

    電力用戶與發電企業用戶按照《云南省電力用戶與發電企業直接交易試點方案》（云發改能源〔2014〕1188號）等相關直接交易政策，自主協商直接交易電量、電價及負荷曲線，形成直接交易初步結果后，在電力交易平臺上進行填報，并經安全校核和相關方確認后形成的交易結果。

4.4.1.1.2 直接交易流程

      4.4.1.2 集中撮合交易規則及流程

4.4.1.2.1競價申報規則

售電主體（以下簡稱電廠）售電申報價等于國家批復的上網電價與調價幅度之差。

購電主體（以下簡稱用戶）購電申報價等于平時段目錄電價與調價幅度之差。平時段目錄電價以最高用電電壓等級對應的平時段目錄電價為準，若最高用電電壓等級存在多個電價，則為主計量點對應的平時段目錄電價。

（1）年度申報規則

各購售電主體在年度交易申報開放時段內申報全年各月的電量及電價。

電廠各月申報的最小電量為0.1萬千瓦時，申報調價幅度以0.03元/千瓦時為梯度。

用戶各月申報的最小電量為0.1萬千瓦時，申報調價幅度以0.01元/千瓦時為梯度。

參與集中撮合交易的市場主體必須進行年度申報，若不進行年度申報，則默認該市場主體退出集中撮合交易，不能進行集中撮合交易月度申報。

（2）月度申報規則

各購售電主體在月度交易申報開放時段內申報交易月的電量及電價，申報電量、電價均可在年度申報的基礎上進行調整。售電主體月度申報電量只能在年度當月申報電量的正負20%內進行調整，申報電價可視實際情況進行調整。售電主體完成年度申報當月電量后才可參與西電東送增送市場。購電主體月度申報電量、電價可視實際需求進行調整。

購電主體的申報月為賬務月，售電主體與購電主體對應的申報月為自然月。

4.4.1.2.2  集中撮合原則

計算所有購、售電方之間每筆申報價折算后的價差（價差=購電申報價-輸配電價（含線損）、政府基金-售電申報價），按照價差從大到小排序價差小于零的不能成交，不參與排序。根據價差排序，從價差最大的一對購電方和售電方開始撮合，價差大的優先成交，價差相同時，按照申報電量比例成交。各購、售電主體成交電價為同為正向或負向才能成交。

1. 一個電廠與多個用戶價差相同

當電廠申報大于（或等于）多個用戶申報合計時，按用戶申報成交；當電廠申報小于多個用戶申報合計時，按照用戶申報比例分配電廠申報成交。

1. 一個用戶與多個電廠價差相同

當用戶申報大于（或等于）多個電廠申報合計時，按電廠申報成交；當用戶申報小于多個電廠申報合計時，按照電廠申報比例分配用戶申報成交。

1. 多個用戶與多個電廠價差相同

電廠申報電價低者優先成交，當電廠申報電價相同時，申報時間早優先成交。

    4.4.1.2.3安全校核原則

1. 電廠安全校核

將無約束的撮合交易結果送至調度進行安全校核，若無約束的撮合交易結果通過調度安全校核，則是確認為符合調度安全約束的撮合交易結果；若無約束的撮合交易結果不能滿足調度安全校核，當電廠電量超過通道容量時，將根據通道情況調減競價電量。

（2）梯級上下游水量匹配校核

存在梯級上下游關系的水電廠需進行梯級上下游水量平衡校核。若下游電站發電安排初步計劃大于上游電站發電安排初步計劃對應發電水量加上梯級區間來水對應發電能力，直接按水量匹配原則調減下游發電計劃。若下游電站發電安排初步計劃小于上游電站發電安排初步計劃對應發電水量加上梯級區間來水對應發電能力。①上游電站水庫尚有一定調蓄能力，協調上游電站在不棄水的前提下適當調減發電量。②上游電站水庫已無調蓄能力，下游電站應進行發電權交易，滿足梯級水量平衡電量需求，若下游電站無法與其它統調水電或火電成功進行發電權交易，按有關原則安排下游電站棄水。

（3）棄水風險校核

按照國家及省委省政府相關部門有關水庫安全、防洪及興利的規定要求，首先對申報電量進行棄水風險校核，如不能滿足有關水庫安全、防洪及興利的規定要求或發生不合理棄水的，應重新安排申報。其次，對水電廠競價結果進行棄水風險校核，若系統仍有棄水時，在月度競價中安排水火電置換。

（4）用戶安全校核

供電局在市場競價之前向調度機構提交用戶的供電線路在交易期間的供電容量及檢修計劃。調度機構根據各用戶供電線路的檢修情況對用戶電量進行安全校核。

    4.4.1.2.4安全校核后撮合

用戶、電廠安全校核后的競價電量，需按照價差優先及相關安全校核原則進行重新撮合形成最終撮合成交結果。

4.4.1.2.5 集中撮合結果

年度集中撮合交易形成的年度集中撮合交易結果僅為各購售電主體調整月度報價策略作參考。月度撮合交易形成的最終撮合結果為正式結果，是交易結算的基礎。

4.4.1.2.6交易流程

集中撮合交易流程如下圖所示：

    4.4.1.3掛牌交易規則及流程

    4.4.1.3.1掛牌交易規則

掛牌交易僅在月度進行，符合準入條件的水電廠可以參與省內電量市場的掛牌交易。月度用戶在電力交易平臺上掛出需求電量和電價；售電主體進行申報摘牌電量。按電廠申報電量的比例進行成交。

4.4.1.1.2 掛牌交易流程

4.4.2清潔能源交易市場

清潔能源交易市場僅在月度采用發電權交易模式進行交易。

4.4.2.1交易規則

4.4.2.1.1交易機構事先公布當月各火電廠競價成交電量、各火電廠參與清潔能源交易的最小置換電量Q_最小置換。最小置換電量必須在清潔能源交易中完成。當沒有棄水時，火電廠競價成交電量可以自己發電，可不用進行清潔能源交易。

4.4.2.1.2 采用三級交易方式進行水火置換交易

若公布的火電廠參與清潔能源交易的Q_最小置換小于或等于火電廠在集中撮合交易中的成交電量，則火電廠的一部分撮合成交電量（等于Q_最小置換）必須參與清潔能源交易，保證最小置換電量的完成，火電廠的基數電量可自愿參與清潔能源交易；若公布的火電廠參與清潔能源交易的Q_最小置換大于火電廠在集中撮合交易中的成交電量Q_撮合成交，則火電廠的一部分基數電量（等于Q_最小置換減去Q_撮合成交）必須參與清潔能源交易，保證最小置換電量的完成。

采用三級交易方式保證水火最小置換電量的完成。

第一級：自由協商。水電與火電自由協商后在電力交易平臺填報協商結果，經安全校核后形成清潔能源交易的最終成交結果。

第二級：掛牌交易。若第一級交易電量仍低于火電廠參與清潔能源交易的最小置換量，或火電廠自身有置換需求，則火電企業對置換電量和價格進行掛牌。由有棄水的水電廠進行自由摘牌，按照水電廠申報摘牌電量等比例進行成交。

第三級：政府確定。若一、二級交易電量仍低于火電廠參與清潔能源交易的最小置換電量，由政府協調有棄水的水電廠與火電廠成交，置換交易中火電按“先撮合電量、后基數電量”原則置換。首先按競價電量成交價格由低到高安排撮合電量置換；如火電撮合電量置換完畢，仍需安排基數電量置換時，按能耗由高到低進行置換，直到火電安排到最小運行方式。

4.4.2.1.4 各火電廠在完成清潔能源交易最小置換電量和保障電網安全運行、可靠供電的發電量的基礎上，可自愿出讓自身發電量與水電廠進行清潔能源交易。

4.4.2 .2交易流程

4.4.3西電東送增量市場

西電東送增量市場僅在月度采用掛牌交易模式進行交易，相關電廠成交價采用價差傳遞模式確定。

    4.4.3.1交易規則

    4.4.3.1.1月度西電東送增量

（1）申報規則

首先在電力交易平臺上掛出西電東送的增送需求電量和差價，然后售電主體申報電量。

    （2）成交規則

電廠申報量大于增量，按申報電量比例分配成交電量；電廠申報電量小于或等于增量，申報電量為最終成交電量。

（3）安全校核

對最初的成交結果進行安全校核，按根據通道情況調減交易電量。

    （4）形成最終的掛牌交易成交結果

     4.4.3.1.2臨時西電東送增量

（1）申報規則

各售電主體對電量和差價進行掛牌。

（2）成交規則

按照各發電企業申報差價從高到低的順序直至滿足西電東送臨時的增送電量為止，形成最初的掛牌交易成交結果。

（3）安全校核

對最初的成交結果進行安全校核，按根據通道情況調減交易電量。

（4）形成最終的掛牌交易成交結果

    4.4.3.2交易流程

      4.5 撮合價格機制

    4.5.1集中撮合價格機制

售電成交價=售電申報價+價差 /2

購電成交價=購電申報價-價差 /2

價差=購電申報價-售方折價，售方折價=售電申報價+輸配電價+線損電價+基金及附加。

4.5.2掛牌交易價格機制

4.5.2.1 省內電量市場掛牌交易

按價差傳遞原則，用戶結算價格為平時段目錄電價與自身掛牌調價幅度之差，電廠的結算價格為國家批復上網電價與摘牌用戶的調價幅度之差。

4.5.2.2西電東送掛牌交易

按價差傳遞原則，成交電廠的結算價格為各電廠的上網電價減掉西電東送公布價差。

4.5.3清潔能源交易價格機制

水火清潔能源交易成功后，雙方需簽訂相關合同，報交易機構備案。電網公司按照被替代電廠的電價與替代電廠結算。

    4.5.3.1協商交易和掛牌交易成交價格。

（1）水、火電廠之間的結算價格由自由協商價格或掛牌價格確定。

（2）當水火置換電量為火電的基數電量，電網公司與水電廠結算的價格為火電的國家批復電價；當水火置換電量為火電的競價成交電量，電網公司與水電廠結算的價格為火電在撮合交易中的成交價格。

    4.5.3.3政府確定

政府協調確定的水火置換交易，分以下兩種情況確定結算價格：

（1）置換電量屬于火電在撮合成交中的電量，電網公司與水電廠結算價格為火電在撮合交易中的成交價格。若火電廠在撮合交易中的成交價格高于水電的國家批復上網電價，則水電需將高于國家批復上網電價部分支付給火電廠；若火電廠在撮合交易中的成交價格不高于水電的國家批復上網電價，則水電不向火電支付任何費用。

（2）置換電量屬于火電廠基數電量，電網公司與水電廠結算價格為火電的國家批復上網電價，水電廠需將按火電的國家批復電價60%支付火電廠。

4.5.4直接交易價格機制

售電成交價=直接交易確定的售電價格

購電成交價=售電成交價+輸配電價+線損電價+政府基金

    4.6 交易計劃的執行與調整

    4.6.1交易機構根據云南電力市場交易的成交結果制定各電廠的交易計劃，并提交調度機構。

    4.6.2調度機構應將交易計劃納入發電企業發電計劃，合理安排電網運行方式，保證交易計劃的執行。

    4.6.3日跟蹤月交易成交電量的完成率，根據發電能力和完成率安排各電廠發電。

    4.6.4當存在參與交易的電廠由于來水偏枯等客觀原因導致交易電量不能完成的情況時，售電主體可向交易機構提出申請，讓集團內部電廠進行替發。

5、市場信息披露

    5.1交易機構負責云南電力市場相關信息的管理和發布。各市場主體有責任和義務及時、準確地提供相關市場信息。交易機構對云南電力市場交易各環節的重要信息進行公布和披露。

    5.2 省內電量市場交易信息公布和披露

5.2.1年度交易信息披露

1. 交易前

    年度電力供需形勢；

    年度購電主體基數電量和預計增用電量；

    年度售電主體合同基數電量、預計發電能力；

    電網安全約束情況，包括：通道能力、主要設備檢修計劃等。

    （2）交易后

    向參與直接交易的市場主體公布成交結果，向參與年度集中撮合交易的市場主體公布年度集中撮合交易結果。

5.2.2月度交易信息披露

1. 集中撮合交易和掛牌交易前，交易機構向各市場主體發布市場交易信息，包括但不限于：

    月度電力供需形勢；

    月度各購電主體基數電量和預計增用電量；

月度各售電主體合同基數電量、預計發電能力；

    電網安全約束情況，包括：通道能力、主要設備檢修計劃等。

    （2）集中撮合交易和掛牌交易后，交易機構向各市場主體發布市場交易信息，包括但不限于：

    上月交易電量、電價明細表；

    各市場主體對上月交易電量、電價明細表進行核對和反饋意見，電力交易機構根據各市場主體意見反饋情況，進一步修改后的交易電量、電價明細表；

    電力交易機構向各市場主體發布上月市場交易最終結果。

5.3 清潔能源交易市場信息公布和披露

（1）交易前

    向參與發電權交易的水電廠和火電廠公布水電的目標控制水位、最小置換電量。

    （2）交易后

    向參與發電權交易的水電廠和火電廠公布發電權交易的成交結果。

    5.4 西電東送增送電量市場信息公布和披露

    （1）交易前

    西電東送掛牌交易前，電力交易中心公布協議外增送的量、價。

    （2）交易后

    向西電東送增送電量市場的市場主體公布成交結果。

    5.5 結算信息公布和披露

    電量清算和電費結算后，交易機構向各市場主體發布市場結算信息，包括但不限于：電廠實際上網電量、實際用電量、電費結算情況表。

    5.6市場信息保密規定：

    5.6.1電力監管機構、市場主體和市場運營機構不得泄露影響公平競爭的私有信息。

    5.6.2市場成員不得向公眾透露公開信息；

    5.6.3市場成員應法律程序要求使用或復制公開和私有信息時，應將有關事項報電力監管機構備案；

    5.6.4泄密事件涉及權益當事人的，當事人可向電力監管機構提出對泄密責任人的投訴；

    5.6.5泄密事件知情者有義務向電力監管機構舉報。

6、市場主體注冊、變更與注銷管理

6.1市場主體注冊

6.1.1各市場主體需進行基本信息注冊，售電主體基本信息包括：電站名稱、裝機容量、國家批復上網電價等；購電主體基本信息包括：用戶名稱、賬號、最高用電電壓等級、電價、基金及附加等。

6.1.2交易機構對市場主體的真實有效性進行審核確認。

6.2市場主體變更市場主體注冊完成后需要進行基本信息變更，須向交易機構提交申請，經審核通過后方可進行更改。

6.3市場主體注銷惡意擾亂市場的市場主體，第一次進行通報，第二次注銷此市場主體的交易資格。

7、附則

    7.1市場主體遭遇不可抗力（指不能預見、不能避免和不能克服的客觀情況）免責。

    7.2本細則由交易機構負責解釋。

    7.3本細則自頒布之日執行。

附件3

2015年市場化交易電廠基數電量方案

    一、年度基數電量確定原則

（一）2014年10月后投產且220kV以上并網的電廠不分配基數電量。

（二）昆明電廠有供熱需求，全年按單機20萬千瓦（16萬基本負荷+4萬供熱負荷）安排發電。

（三）2014年已參與市場化交易但在2004年以前投產的大朝山電廠基數電量按2014年基數電量分配。

（四）除上述電廠外其他所有參與市場化水電廠和火電廠按裝機容量等比例分配原則確定年度基數電量。基數電量計算方法是：基數電量折算利用小時 =（市場總需求預計電量折算到發電側 -風電及光伏電廠發電量-不參與市場化交易所有水電及其他小電電量-參與市場化交易預計電量-昆明電廠、大朝山電廠基數電量）/（所有參于市場化電廠裝機容量-昆明電廠裝機容量-2014年10月后投產且220kV以上并網的電廠裝機容量-大朝山電廠裝機容量）。

二、年度基數電量月度分配原則

水電廠年度基數電量月度分配按各水電廠充分參與系統優化調度的月度發電能力比例分配，各水電廠2015年發電能力按瀾滄江流域來水較多年平均偏枯1成，金沙江流域來水較多年平均持平，其他流域按偏枯2～4成考慮，水電廠各月分配基數電量見附表1。火電廠年度基數電量月度分配在汛期按保證電網供電安全及水電充分吸納基礎上安排，其他基數電量安排在枯期，總體上保證各電廠之間在豐、平、枯季節利用小時數相當，火電廠各月分配基數電量見附表2。各電廠因機組故障檢修、缺煤等自身原因未能保證當月基數電量完成，在后期不予增補；因其他客觀原因（如來水偏枯、電網檢修等），交易機構按月跟蹤調整盡可能完成年度基數電量。

附表1

水電廠分月基數電量表（單位：億千瓦時）

附表2 

火電廠分月基數電量表（單位：億千瓦時）

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