2017年云南電力場化交易實施方案

《2017年云南電力市場化交易實施方案》2017年云南電力市場化交易實施方案為貫徹落實《中共中央國務(wù)院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）及其配套文件的有關(guān)要求，依據(jù)《云南省進一步深化電力體制改革試點方案》（云發(fā)〔2016〕10號），在2016年云南電力市場化交易實施方案的基礎(chǔ)上，結(jié)合云南電力系統(tǒng)運行實際，進一步完善市場結(jié)構(gòu)和市場體系，特制定本方案。本方案適用于云南省內(nèi)所有發(fā)電企業(yè)、供電企業(yè)、用電企業(yè)及售電企業(yè)。省外及境外發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶在具備條件時，按照本方案參與交易。本方案分為四個部分：交易主體、市場交易、結(jié)算、其他事項。一、交易主體（一）售電主體售電主體為并入云南電網(wǎng)運行的所有電廠，分為優(yōu)先電廠和市場化電廠。優(yōu)先電廠指由地調(diào)/縣調(diào)調(diào)度的并網(wǎng)運行公用中小水電及其他類型電廠、2004年1月1日前已投產(chǎn)的并網(wǎng)運行公用水電廠（以該電廠第一臺機組投運時間為準(zhǔn)，下同）；市場化電廠指風(fēng)電場、光伏電廠、火電廠、2004年1月1日及以后投運由總調(diào)調(diào)度、省調(diào)調(diào)度、省地共調(diào)電廠。新投電廠按上述原則劃分電廠類別。優(yōu)先電廠稱為非競爭性售電主體，暫不參與市場化交易，市場化電廠稱為競爭性售電主體，按本方案參與市場化交易和結(jié)算。市場化電廠須在電力交易中心進行注冊。售電主體的發(fā)電量分為優(yōu)先發(fā)電量和市場化發(fā)電量，其中優(yōu)先發(fā)電量含優(yōu)先電廠的發(fā)電量、風(fēng)電場和光伏電廠保居民電能替代電量、火電廠保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行所需電量、火電備用狀態(tài)確認(rèn)電量、供氣所需電量及其他分配電量（相應(yīng)電量按政府有關(guān)部門政策執(zhí)行）、具有年調(diào)節(jié)能力及以上水庫的水電廠調(diào)節(jié)電量；市場化發(fā)電量指市場化電廠優(yōu)先發(fā)電量之外的所有發(fā)電量，通過市場化方式進行交易、結(jié)算。風(fēng)電場和光伏電廠的優(yōu)先發(fā)電量根據(jù)居民電能替代需要的金額分月確定，月間滾動，年度平衡。其中，汛期風(fēng)電、光伏電廠全部上網(wǎng)電量為優(yōu)先電量，枯平期風(fēng)電、光伏電廠按照上年度當(dāng)月全網(wǎng)風(fēng)電、光伏電廠平均利用小時數(shù)（風(fēng)電、光伏電廠分別核算）的1/4折算的上網(wǎng)電量為優(yōu)先電量，全年統(tǒng)籌平衡，剩余上網(wǎng)電量參與市場化交易。風(fēng)電場和光伏電廠的優(yōu)先發(fā)電量結(jié)算價格為競爭性售電主體月度集中撮合交易平均成交價，其他電量按市場化方式進行交易結(jié)算。本方案中售電主體發(fā)電量特指用于結(jié)算的上網(wǎng)電量，調(diào)試期電量不參與市場化交易。（二）購電主體購電主體指云南省內(nèi)所有的電力用戶和符合準(zhǔn)入條件的售電公司，分為競爭性購電主體和非競爭性購電主體。競爭性購電主體是指符合市場準(zhǔn)入條件且在電力交易中心注冊成功的用戶（以下簡稱競爭性用戶）和售電公司，按本方案參與市場化交易和結(jié)算；非競爭性購電主體是指一產(chǎn)用電，三產(chǎn)中的重要公用事業(yè)、公益性服務(wù)行業(yè)用戶、以及居民生活用戶等優(yōu)先購電用戶和符合市場準(zhǔn)入條件但未在交易中心注冊的用戶，非競爭性購電主體的用電量統(tǒng)稱為優(yōu)先購電量，由電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一購電，暫不參與市場化交易。競爭性用戶市場準(zhǔn)入條件：符合國家產(chǎn)業(yè)政策、環(huán)保安全、節(jié)能減排要求的全部專變工業(yè)用戶（執(zhí)行大工業(yè)電價的電量），同時根據(jù)市場需求及技術(shù)條件成熟逐步支持一般工商業(yè)參與市場化交易。符合準(zhǔn)入條件用戶一旦進入電力市場，三個月內(nèi)不能退出市場，可采用自行申報、供電單位代報、售電公司代理購電等方式參與市場化交易。凡是有交易成交記錄的用戶（包括售電公司代理用戶）的用電量均按市場機制定價，不再執(zhí)行目錄電價；凡是無交易成交記錄的用戶由電網(wǎng)企業(yè)按照相關(guān)規(guī)定實施保底供電服務(wù)。售電公司代理的用戶必須是符合準(zhǔn)入條件且在電力交易中心注冊的用戶，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(nèi)不能進行更改，不能退出市場。電費未按時繳清的用戶、保證金和電費未按時繳清的售電公司，不得參與市場交易。二、市場交易云南電力市場遵循“省內(nèi)需求優(yōu)先、外送消納次之”的總體原則開展交易，現(xiàn)階段電力市場化交易分為中長期交易和短期交易。中長期交易開展年度交易和月度交易，短期交易開展日前電量交易。本方案中所有交易都是實物合約交易，各類交易的成交結(jié)果一經(jīng)確認(rèn)，不得更改。（一一）數(shù)據(jù)申報.售電主體競爭性售電主體以廠為單位進行申報，售電主體的申報電價為上網(wǎng)側(cè)的絕對價格，為含環(huán)保電價、含稅的價格。若火電廠有保障電網(wǎng)安全的運行機組，則分為保安全機組和非保安全機組兩部分，分別進行申報。.購電主體選擇自行申報和委托供電單位代報的用戶以戶號為單位進行申報；選擇售電公司代理購電的，售電公司根據(jù)其代理用戶的用電需求整體申報月度交易，按戶號申報日前電量交易。購電主體的申報電價為上網(wǎng)側(cè)的絕對價格，即：購電主體申報電價=購電主體意愿電度價格-輸配電價-線損電價-基金及附加，其中線損電價=基準(zhǔn)價X綜合線損率/（1-綜合線損率），雙邊協(xié)商交易按合同約定的上網(wǎng)價格作為線損電價計算基準(zhǔn)價，集中撮合、掛牌交易按上月集中撮合交易平均成交價作為線損電價計算基準(zhǔn)價。.申報數(shù)據(jù)約束購、售電主體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；合約轉(zhuǎn)讓交易中，電廠各月申報電量的最小單位為0.0001萬千瓦時，申報電價的最小單位為0.00001元/千瓦時。除年度和月度雙邊協(xié)商交易外，為保證有序競爭，考慮2017年供需關(guān)系，設(shè)置申報最低限價和最高限價，最低限價暫定為0.13元/千瓦時，最高限價暫定為0.42元/千瓦時。鼓勵全年增加用電，尤其是汛期多消納水電。2017年1—4月以2016年1—4月用電平均值為基數(shù)，超基數(shù)用電部分不設(shè)最低限價；2017年5—12月以2016年5—12月用電平均值為基數(shù)，超基數(shù)用電部分不設(shè)最低限價。各電廠在某交易環(huán)節(jié)申報電量。確認(rèn)的發(fā)電能力?已成交電量■優(yōu)先發(fā)電量■協(xié)議內(nèi)西電東送分配電量x折算系數(shù)，為保證未分配協(xié)議內(nèi)西電東送電量電廠與分配了協(xié)議內(nèi)西電東送電量電廠公平參與省內(nèi)電量市場，按月設(shè)置折算系數(shù)，折算系數(shù)=除火電外市場化電廠總發(fā)電能力/（協(xié)議內(nèi)西電東送總分配電量+協(xié)議外西電東送預(yù)計增送電量+省內(nèi)市場化電量預(yù)測值）?；痣姀S增加申報最小開機電量（單臺機組按最低技術(shù)出力運行7天電量）。若火電廠（除有在運機組及當(dāng)月計劃開機機組外）累計成交電量低于申報的最小開機電量，則不成交。經(jīng)省級及以上相關(guān)部門或監(jiān)管機構(gòu)認(rèn)定，某交易過程中售電主體或購電主體存在串謀或惡意報價行為并造成嚴(yán)重后果的，該部分售電主體成交電量按月度集中撮合交易最低價0?9倍結(jié)算，該部分購電主體成交電量按上年度統(tǒng)調(diào)電廠平均上網(wǎng)結(jié)算價格的1?1倍與月度集中撮合交易電廠最高成交價格的1?1倍中的較大值結(jié)算。.售電公司電量分配售電公司在電力交易中心辦理代理用戶購電手續(xù)時，須將售電公司與用戶簽訂的合同交至電力交易中心備案，并依據(jù)雙方合同按規(guī)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。售電公司在月度交易成交結(jié)果公布后的第一個工作日內(nèi)，須將月度各類交易成交電量、成交價格按戶號預(yù)分給其代理用戶并在交易系統(tǒng)中填報。若未進行預(yù)分，則默認(rèn)為月度成交電量、加權(quán)平均成交價格平均分配給代理用戶。各售電公司須動態(tài)跟蹤代理用戶用電情況，在用電月結(jié)束后的三個工作日內(nèi)按戶號在交易系統(tǒng)中填報各代理用戶最終分配的月度成交電量、成交價格，電力交易中心據(jù)此對用戶進行結(jié)算和考核；若售電公司未填報各用戶按戶號最終分配的月度成交電量和價格，則按用戶各戶號實際用電量的比例將售電公司的月度成交電量、加權(quán)平均成交價格分配給代理用戶，其中代理參與日交易用戶的各戶號預(yù)分成交電量為最終分配的成交電量，不能更改。.年度發(fā)用電需求預(yù)測申報每年12月份，競爭性售電主體和競爭性購電主體須向電力交易中心申報次年各月的發(fā)電能力預(yù)測和用電需求預(yù)測。（二）年度（多年）交易電力交易中心根據(jù)交易主體需求按雙邊協(xié)商的方式組織年度交易，每年12月份開放一次年度交易，交易主體雙邊可簽訂一年或多年雙邊交易合同。.交易主體競爭性用戶，競爭性售電主體中的水電廠、風(fēng)電場、光伏電廠。.信息公示滿足條件的交易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(lián)系方式等信息，其中電量、價格分月明確。交易主體在交易系統(tǒng)中填報信息即為同意向所有市場主體公開，是否進行信息填報由交易主體自行決定，不影響雙邊合同簽訂和備案。.合同簽訂和合同備案購、售電主體協(xié)商確定年度（多年）分月的交易電量和價格后，由售電主體在交易時間內(nèi)在交易系統(tǒng)中填報，購電主體在交易時間內(nèi)進行確認(rèn)，在交易系統(tǒng)形成初步的年度（多年）交易合同。經(jīng)調(diào)度機構(gòu)安全校核后形成初始成交結(jié)果，交易雙方根據(jù)初始成交結(jié)果簽訂標(biāo)準(zhǔn)的年度（多年）交易雙邊合同，并交由電力交易中心備案。購、售電主體雙方簽訂標(biāo)準(zhǔn)的年度（多年）交易雙邊合同時，不得自行更改經(jīng)調(diào)度機構(gòu)安全校核后形成的初始成交結(jié)果。.月度安全復(fù)核調(diào)度機構(gòu)在月度集中撮合交易開始前，對電廠年度（多年）雙邊合同的次月電量進行安全復(fù)核，并以月度安全復(fù)核后的電量作為最終成交結(jié)果。電廠雙邊合同電量不超過按裝機等比例原則所分配的電力外送通道平均送電能力。電廠雙邊合同電量因安全復(fù)核被調(diào)減時，用戶側(cè)按等比例原則調(diào)減雙邊合同電量，電廠與用戶應(yīng)在雙邊合同中明確按照調(diào)度安全校核后的成交電量作為月度雙邊合同電量執(zhí)行。.雙邊合同月度確認(rèn)月度最后一個工作日前，交易主體可對年度（多年）雙邊合同的下月價格進行協(xié)商調(diào)整，分月電量不可進行調(diào)整。分月價格調(diào)整流程如下：由售電主體在交易系統(tǒng)填報經(jīng)協(xié)商調(diào)整后的價格，購電主體進行確認(rèn)生效。若未填報或未經(jīng)確認(rèn)，則交易系統(tǒng)默認(rèn)為年度（多年）交易合同中的分月價格。（三）優(yōu)先電量月度平衡月度交易前，交易機構(gòu)應(yīng)會同調(diào)度機構(gòu)對月度優(yōu)先發(fā)電量、優(yōu)先購電量進行電力電量平衡預(yù)測分析。優(yōu)先發(fā)電量=優(yōu)先電廠的發(fā)電量+風(fēng)電場和光伏電廠保居民電能替代電量+火電廠保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行所需電量+火電備用狀態(tài)確認(rèn)電量+供氣所需電量及其他分配電量（相應(yīng)電量按政府有關(guān)部門政策執(zhí)行）+具有年調(diào)節(jié)能力及以上水庫的水電廠調(diào)節(jié)電量；優(yōu)先購電量=優(yōu)先購電用戶用電量+符合市場準(zhǔn)入條件但未交易的用戶用電量。優(yōu)先發(fā)電量大于優(yōu)先購電量時，偏差部分由框架協(xié)議內(nèi)西電東送電量進行平衡。優(yōu)先發(fā)電量小于優(yōu)先購電量時，偏差部分由交易中心組織省內(nèi)優(yōu)先購電量掛牌交易。（四）框架協(xié)議內(nèi)西電東送電量分配平衡優(yōu)先發(fā)電量后，剩余的框架協(xié)議內(nèi)西電東送電量作為計劃性電量，根據(jù)電力主管部門有關(guān)分配政策安排，電力交易中心按要求執(zhí)行。電力交易中心按照按框架協(xié)議內(nèi)西電東送電量送出價格扣減輸配電價、線損電價對框架協(xié)議內(nèi)西電東送分配電量進行結(jié)算?？蚣軈f(xié)議內(nèi)西電東送分配電量需進行事后調(diào)整。若框架協(xié)議內(nèi)西電東送電量的實際送電量與計劃送電量存在偏差或預(yù)分配電量與實際應(yīng)分配電量存在偏差，則相應(yīng)對電廠的分配計劃進行調(diào)整。（五）月度交易月度交易采用雙邊協(xié)商、集中撮合、掛牌等方式進行。電力交易中心依次組織省內(nèi)優(yōu)先購電量掛牌交易、省內(nèi)電量市場雙邊協(xié)商交易、省內(nèi)電量市場集中撮合交易、省內(nèi)電量市場掛牌交易和框架協(xié)議外西電東送電量掛牌交易。.省內(nèi)優(yōu)先購電量掛牌交易（1）交易主體電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一代理購電；競爭性售電主體中的水電廠、風(fēng)電場、光伏電廠。（2）掛牌、摘牌電力交易中心通過交易平臺公布優(yōu)先購電量的掛牌電量，掛牌電量=優(yōu)先購電量預(yù)測值-優(yōu)先發(fā)電量預(yù)測值，掛牌電量小于（或等于）零時，取消省內(nèi)優(yōu)先購電量的掛牌。掛牌價格暫按中小水電統(tǒng)一上網(wǎng)電價0.235元/千瓦時執(zhí)行。電廠通過交易平臺申報摘牌電量。（3）成交規(guī)則當(dāng)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(dāng)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）成交價格電廠成交價格為掛牌價格。.省內(nèi)電量市場雙邊協(xié)商交易（1）交易主體競爭性用戶，競爭性售電主體中的水電廠、風(fēng)電場、光伏電廠。（2）申報電力交易中心每月開啟次月月度協(xié)商交易，在交易時間內(nèi)售電主體填報電量、價格，購電主體確認(rèn)，月度最后一個工作日前雙方可對價格進行調(diào)整。（3）成交、校核電力交易中心將購、售電主體雙方填報結(jié)果提交調(diào)度機構(gòu)進行安全校核，安全校核后的結(jié)果作為最終成交結(jié)果。（4）成交價格成交價格為售電主體申報價格。.省內(nèi)電量市場集中撮合交易。（1）交易主體競爭性購電主體，競爭性售電主體中的水電廠、風(fēng)電場、光伏電廠。（2）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(fā)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；售電公司可采用多段（不超過代理用戶數(shù)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。（3）成交規(guī)則購、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(guī)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(dāng)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(dāng)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(dāng)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(dāng)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(dāng)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(dāng)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。（4）成交價格售電成交價=售電申報價+K1x價差，購電成交價=購電申報價-K2x價差，其中，K1=K2=0.1。購電成交價和售電成交價之間的剩余價差收益納入結(jié)算平衡機制處理。.省內(nèi)電量市場掛牌交易（1）月度自主掛牌交易月度自主掛牌交易分為三步進行，第一步是信息公示，第二步是電廠掛牌，用戶摘牌；第三步是用戶掛牌，電廠摘牌。第一步：在信息公示時間內(nèi)，有需求的電廠和用戶在交易系統(tǒng)上公布單段掛牌電量和掛牌價格。第二步:電廠掛牌，用戶摘牌1）掛牌、摘牌競爭性售電主體中的水電廠、風(fēng)電場、光伏電廠在電力交易平臺上申報單段掛牌電量和掛牌價格（上網(wǎng)側(cè)）陰戶申報摘牌電量。2）成交規(guī)則當(dāng)用戶摘牌電量大于電廠掛牌電量時，用戶按摘牌電量比例分配電廠掛牌電量；當(dāng)用戶摘牌電量小于或等于電廠掛牌電量時，用戶全部電量成交。3）成交價格用戶的成交價格為對應(yīng)成交電廠的掛牌價格。第三步：用戶掛牌，電廠摘牌1）掛牌、摘牌用戶在電力交易平臺上申報單段掛牌電量和掛牌價格（上網(wǎng)側(cè)），競爭性售電主體中的水電廠、風(fēng)電場、光伏電廠、火電廠申報摘牌電量。2）成交規(guī)則市場化電廠中的水電廠、風(fēng)電場、光伏電廠首先成交。市場化電廠中的水電廠、風(fēng)電場、光伏電廠成交之后，若有電量缺額，再由市場化電廠中的火電進行成交，非保障系統(tǒng)安全的火電先成交，成交之后仍有電量缺額，由保障系統(tǒng)安全的火電機組成交。當(dāng)電廠摘牌電量大于掛牌電量時，電廠按摘牌電量比例分配用戶掛牌電量；當(dāng)電廠摘牌電量小于或等于用戶掛牌電量時，電廠全部電量成交。3）成交價格電廠的成交價格為對應(yīng)成交用戶的掛牌價格。（2）月度增量掛牌交易用戶2017年1—4月以2016年1—4月用電平均值為基數(shù)，超基數(shù)用電部分可參與增量掛牌交易；2017年5—12月以2016年5—12月用電平均值為基數(shù)，超基數(shù)用電部分可參與增量掛牌交易。增量掛牌交易不設(shè)最低限價。（3）臨時掛牌交易根據(jù)市場需求及政策需要適時開展臨時掛牌交易。.框架協(xié)議外西電東送增送電量掛牌交易（1）交易主體由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，競爭性售電主體中的水電廠、風(fēng)電場、光伏電廠參與。遵循“省內(nèi)市場優(yōu)先，外送消納次之”的原則，參與西電東送增量交易的電廠，需優(yōu)先滿足省內(nèi)月度電量交易。有拉水壓力和棄水風(fēng)險的電廠參與框架協(xié)議外西電東送增送電量掛牌交易。（2）掛牌、摘牌增送電量的掛牌價格在框架協(xié)議內(nèi)西電東送電量價格的基礎(chǔ)上進行調(diào)整。電力交易中心對框架協(xié)議外的增送電量和價格進行掛牌。競爭性售電主體中的水電廠、風(fēng)電場、光伏電廠申報摘牌電量。（3）成交規(guī)則統(tǒng)籌考慮對西電東送通道的安全支撐、保障西電東送通道充分利用、以及國家核準(zhǔn)文件中明確承擔(dān)“西電東送”開發(fā)任務(wù)的水電廠等情況，框架協(xié)議外西電東送增送電量掛牌交易由500kV電壓等級并網(wǎng)的市場化水電廠優(yōu)先成交。500kV電壓等級并網(wǎng)的市場化水電廠成交之后，若有電量缺額，再由其他電廠進行成交。當(dāng)電廠摘牌電量大于掛牌電量時，電廠按摘牌電量比例分配掛牌電量；當(dāng)電廠摘牌電量小于掛牌電量時，未成交的增送電量如實際安排了送電，則月度發(fā)電結(jié)束后，根據(jù)各市場化水電廠、風(fēng)電場、光伏電廠超發(fā)電量等比例對未成交的增送電量進行分配，按照電廠掛牌成交的規(guī)則進行結(jié)算。（4）成交價格電廠的成交價格為掛牌價格。若省政府相關(guān)部門、廣州電力交易中心出臺西電東送有關(guān)政策和交易規(guī)則，交易組織方式按規(guī)定進行調(diào)整。（六）日前電量交易日前電量交易是指競爭性售電主體與競爭性用戶之間進行次日發(fā)用電量交易?，F(xiàn)階段日前電量交易僅在工作日開市（節(jié)假日在前一個工作日進行申報交易）。.交易主體滿足日計量要求的競爭性用戶自愿向電力交易中心提出日前電量交易申請，審核通過方可參與。售電公司只能代理有日前電量交易資格的用戶參與日前電量交易。競爭性售電主體中的水電廠、風(fēng)電場、光伏電廠和當(dāng)前已開機運行的火電廠。.撮合申報競爭性售電主體按廠、競爭性用戶（包括售電公司代理用戶）按戶號申報單段電量和單一價格。競爭性用戶次日用電需求超出日前電量交易申報基準(zhǔn)值的部分，方可參與日前電量交易。用戶日計量數(shù)據(jù)能夠采集時，用戶日前增量申報基準(zhǔn)值=〔用戶月度交易總成交電量（含年度合同分月電量）-月度交易累計完成電量〕/本月剩余天數(shù)。用戶日計量數(shù)據(jù)無法按時采集時，用戶日前增量申報基準(zhǔn)值=〔用戶月度交易總成交電量（含年度合同分月電量）〕/本月天數(shù)。其中，售電公司代理用戶按月度交易預(yù)分成交電量作為用戶月度交易總成交電量（含年度合同分月電量），計算日前電量交易申報電量的基準(zhǔn)值。.成交規(guī)則市場化電廠中的水電廠、風(fēng)電場、光伏電廠首先成交。市場化電廠中的水電廠、風(fēng)電場、光伏電廠成交之后，若有電量缺額，再由市場化電廠中的火電進行成交，非保障系統(tǒng)安全的火電先成交，成交之后仍有電量缺額，由保障系統(tǒng)安全的火電機組成交。撮合成交規(guī)則參照月度集中撮合交易執(zhí)行。.成交價格售電成交價=售電申報價+K1x價差，購電成交價=購電申報價-K2x價差，其中，K1=K2=0.1。購電成交價和售電成交價之間的剩余價差收益納入結(jié)算平衡機制處理。（七）月度合約轉(zhuǎn)讓交易電廠月度上網(wǎng)電量結(jié)完月度所有合約電量（含日交易電量、年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商交易電量、月度集中交易電量、各類計劃分配電量）后仍有剩余電量則為超發(fā)電量。如因上網(wǎng)電量不足，造成月度交易電量未完成，則為少發(fā)電量。月度交易執(zhí)行完畢后，月度合約轉(zhuǎn)讓交易在有超發(fā)和少發(fā)電量的市場化電廠間開展，其中年度、月度雙邊協(xié)商的合約偏差電量不能進行月度合約轉(zhuǎn)讓交易。月度合約轉(zhuǎn)讓交易依次開展合約協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易、同一發(fā)電集團合約轉(zhuǎn)讓交易。.合約協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易（1）交易規(guī)則有超發(fā)電量的市場化電廠與少發(fā)電量的市場化電廠自愿協(xié)商進行合約轉(zhuǎn)讓交易，優(yōu)先轉(zhuǎn)讓自身原因少發(fā)電量。（2）成交價格合約協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易的成交價格由交易雙方協(xié)商確定，買入合約價格等于賣出合約價格。.同一發(fā)電集團合約轉(zhuǎn)讓交易（1）交易規(guī)則合約協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易結(jié)束后，對隸屬于同一發(fā)電集團的少發(fā)電量和超發(fā)電量進行合約轉(zhuǎn)讓交易，優(yōu)先轉(zhuǎn)讓自身原因少發(fā)電量。當(dāng)集團少發(fā)電量小于超發(fā)電量時，少發(fā)電量全部成交，按超發(fā)電量的比例分配各超發(fā)電廠的成交電量。當(dāng)集團少發(fā)電量大于等于超發(fā)電量時，超發(fā)電量全部成交，按少發(fā)電量的比例分配各少發(fā)電廠的成交電量。（2）成交價格少發(fā)電量競爭性售電主體的合約出讓成交價格為自身各類月度交易成交電量（不包含年度、月度雙邊協(xié)商的合約電量）的加權(quán)平均價（P0）,多發(fā)電量競爭性售電主體合約承接價格等于合約出讓成交價格。（八）清潔能源交易機制在保障電網(wǎng)安全、電力供應(yīng)的前提下，統(tǒng)籌國家關(guān)于清潔能源利用政策以及云南省能源結(jié)構(gòu)特性等，遵循充分利用云南省清潔能源原則執(zhí)行市場化交易計劃。非輸電阻塞區(qū)域風(fēng)電場和光伏電廠，在不造成水電廠未按交易計劃（包括市場交易合約電量、優(yōu)先發(fā)電量及其他分配電量）安排發(fā)電產(chǎn)生棄水的情況下其發(fā)電量全額收購。輸電阻塞區(qū)域風(fēng)電場和光伏電廠的發(fā)電量，統(tǒng)籌優(yōu)先收購?fù)粎^(qū)域內(nèi)優(yōu)先發(fā)電量后的剩余通道能力、同一區(qū)域內(nèi)市場化電廠市場化交易電量、風(fēng)電場和光伏電廠發(fā)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。調(diào)度機構(gòu)在實際調(diào)度過程中考慮保障系統(tǒng)安全、優(yōu)先吸納清潔能源、減少系統(tǒng)棄水等因素，安排火電廠、有調(diào)節(jié)能力的水電廠等電廠少發(fā)，采用清潔能源交易機制對電廠間的不平衡電量進行轉(zhuǎn)讓。清潔能源交易機制主要通過月度平衡機制實現(xiàn)。（九）月度平衡機制月度平衡機制包括不平衡電量轉(zhuǎn)讓交易和月度上、下調(diào)服務(wù).不平衡電量轉(zhuǎn)讓交易（1）交易規(guī)則月度合約轉(zhuǎn)讓交易結(jié)束后，對市場化電廠剩余少發(fā)電量（保障系統(tǒng)安全和平抑負荷波動需要）和市場化電廠的剩余超發(fā)電量進行不平衡電量轉(zhuǎn)讓交易（不包含年度、月度雙邊協(xié)商的合約偏差電量）。當(dāng)少發(fā)電量小于超發(fā)電量時，按超發(fā)電量的比例分配各超發(fā)電廠的成交電量。當(dāng)少發(fā)電量大于等于超發(fā)電量時，按少發(fā)電量的比例分配各少發(fā)電廠的成交電量。（2）成交價格少發(fā)電量電廠合約出讓價格為自身各類電量交易成交電量（不包含年度、月度雙邊協(xié)商的成交電量）的加權(quán)平均價（P0）的90%，多發(fā)電量電廠的合約承接價格等于少發(fā)電量電廠的合約出讓價格。不平衡電量轉(zhuǎn)讓交易結(jié)束后，仍有超發(fā)或少發(fā)電量的電廠，超發(fā)電量按上調(diào)服務(wù)價格機制結(jié)算，少發(fā)電量根據(jù)調(diào)度機構(gòu)認(rèn)定的偏差電量性質(zhì)，按相應(yīng)的結(jié)算價格機制處理。.上、下調(diào)服務(wù)（1）上調(diào)服務(wù)電力交易中心公布月度集中撮合交易中發(fā)電側(cè)的最低成交價和平均成交價。電廠申報上調(diào)服務(wù)價格，申報價格限定在月度集中撮合交易中發(fā)電側(cè)的最低成交價和平均成交價之間，電廠上調(diào)服務(wù)的申報價格作為調(diào)度機構(gòu)安排發(fā)電計劃的依據(jù)之一。進行事后合約轉(zhuǎn)讓交易后仍存在的超發(fā)電量，按其上調(diào)服務(wù)申報價格結(jié)算；未參與上調(diào)服務(wù)預(yù)招標(biāo)的電廠，進行事后合約轉(zhuǎn)讓交易后仍存在的超發(fā)電量，按月度集中撮合交易中發(fā)電側(cè)的最低成交價結(jié)算。（2）下調(diào)服務(wù)電廠少發(fā)電量由調(diào)度機構(gòu)進行事后認(rèn)定，因系統(tǒng)原因產(chǎn)生的少發(fā)電量計入下調(diào)服務(wù)，因自身原因產(chǎn)生的少發(fā)電量不計入下調(diào)服務(wù)。電廠事后合約轉(zhuǎn)讓交易結(jié)束后，剩余下調(diào)服務(wù)電量根據(jù)交易平衡賬戶資金盈余情況，按月進行補償，補償金額不超過0.03元/千瓦時。（十）月度長期備用市場為支持火電企業(yè)長期備用設(shè)備維護，開展月度長期備用市場。全年火電補償總金額初步按20億元確定，其中大朝山電廠2017年共分?jǐn)?389萬元，按月平均提??；2004年以前投產(chǎn)的110kV及以上電壓等級并網(wǎng)不參與市場化的總調(diào)調(diào)度、省調(diào)調(diào)度、省地共調(diào)水電廠（除大朝山、漫灣、以禮河電廠）上網(wǎng)電量按照0.02元/千瓦時分?jǐn)?，大朝山、漫灣、以禮河電廠作為居民生活電能替代電量的保障型電源，按照云政辦發(fā)（2016）73號文件有關(guān)規(guī)定執(zhí)行；市場化水電廠、風(fēng)電場、光伏電廠上網(wǎng)電量（除調(diào)試電量）按0.01元/千瓦時分?jǐn)?。三、結(jié)算（一）總體原則以“按日核算，月結(jié)月清”的結(jié)算原則開展結(jié)算。（二）購電主體結(jié)算.結(jié)算原則（1）競爭性購電主體以戶號為單位進行電費結(jié)算。（2）非競爭性購電主體按目錄電價和月度實際用電量進行結(jié)算。（3）直接參與交易用戶和售電公司代理用戶的電費分為電能電費、電能偏差電費、輸配電費、線損電費、基金及附加電費。其中，輸配電費、線損電費、基金及附加電費根據(jù)用戶實際用電量與政府核定價格標(biāo)準(zhǔn)計算。日前交易電量及偏差電量在用電日結(jié)束后進行結(jié)算；月度用電結(jié)束后首先進行年度交易分月電量和月度雙邊協(xié)商電量結(jié)算、其次進行月度集中交易電量結(jié)算和偏差電量結(jié)算。（4）當(dāng)售電公司代理用戶存在少用電量時，用戶自身承擔(dān)少用電量偏差電費的90%，售電公司承擔(dān)該用戶少用電量偏差電費的10%。電力交易中心按照用戶少用電量偏差電費的100%向用戶出具結(jié)算依據(jù)，電網(wǎng)公司按結(jié)算依據(jù)向用戶收費，用戶少用電量偏差電費的10%由售電公司支付給其代理用戶。2.直接參與交易用戶的電能電費、電能偏差電費結(jié)算步驟（1）日前電量交易電量、偏差電量結(jié)算1）用戶次日實際用電量Urd扣減日前電量交易申報基準(zhǔn)值后，若大于日前電量交易成交電量，日前電量交易結(jié)算電量即為日前電量交易成交電量，其余用電量計入月度交易用電量。2）用戶次日實際用電量Urd扣減日前電量交易申報基準(zhǔn)值后，若小于日前電量交易成交電量，則日前電量交易結(jié)算電量為max｛（Urd-日前電量交易申報基準(zhǔn)值），0｝，未完成的日前交易成交電量為日前電量交易成交電量減去日前電量交易結(jié)算電量。3）由于表計原因?qū)е氯沼秒娏繑?shù)據(jù)無法取得時，用戶次日實際用電量Urd=月度實際用電量/本月天數(shù)，日前電量交易申報基準(zhǔn)值=〔用戶月度交易總成交電量（含年度合同分月電量）〕/本月天數(shù)。Urd扣減申報基準(zhǔn)值大于日前交易成交電量，則日前電量交易結(jié)算電量為日前電量交易成交電量，否則日前電量交易結(jié)算電量為（Urd-日前電量交易申報基準(zhǔn)值），未完成的日前交易成交電量為日前電量交易成交電量減去日前電量交易結(jié)算電量。4）根據(jù)日前電量交易各日的實際結(jié)算電量和成交價格，計算日前電量交易電量電費；未完成的日前電量交易成交電量超過日前電量交易成交電量3%的部分按0.03元/千瓦時的價格支付偏差電費，3%以內(nèi)的部分免除偏差電費。（2）年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商交易成交電量結(jié)算用戶月度用電量Ur扣減日前增量交易累計結(jié)算電量Ud作為月度交易用電量Urt。即：Urt=max{Ur-Ud,0}。匯總用戶年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商交易成交電量的合同（兩者合并簡稱雙邊協(xié)商合同），用戶第i個雙邊協(xié)商合同電量為Ugi，合同總量Ug。用戶分配給第i個合同的月度交易用電量Urti=UrtxUgi/Ug，對應(yīng)成交電廠電量為Qrti。用戶第i個雙邊協(xié)商合同結(jié)算電量Ughi=min{Urti，Ugi，Qrti}。Ughi按雙邊合同約定價格結(jié)算。當(dāng)Ughi<Urti<Ugi，Urti-Ughi按上年度統(tǒng)調(diào)電廠平均上網(wǎng)結(jié)算價格的1?1倍與月度集中撮合交易電廠最高成交價格中的較大值結(jié)算；當(dāng)Ughi<Ugi<Urti，Ugi-Ughi按上年度統(tǒng)調(diào)電廠平均上網(wǎng)結(jié)算價格的1?1倍與月度集中撮合交易電廠最高成交價格中的較大值結(jié)算。用戶雙邊協(xié)商合同結(jié)算電量Ugh=LUghio由于系統(tǒng)安全原因?qū)е码姀S的雙邊協(xié)商成交電量（年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商成交電量）未完成的部分電量，該部分電量按合同價格對用戶進行結(jié)算。（3）月度集中交易電量、偏差電量結(jié)算用戶月度集中交易成交電量包括月度集中撮合交易成交電量、月度掛牌交易成交電量。用戶月度集中交易用電量Urm=max{min{Urt-Ugh，Urt-Ug}，0}1）當(dāng)Urm大于該用戶月度集中交易成交電量Um時，交易實際結(jié)算電量為Um按月度成交電量的加權(quán)平均價格結(jié)算，該用戶超用電量為（Urm-Um），超用電量按上年度統(tǒng)調(diào)電廠平均上網(wǎng)結(jié)算價格的1?2倍與月度集中撮合交易電廠最高成交價格中的較大值結(jié)算。2）當(dāng)Urm小于或等于該用戶月度集中交易成交電量Um時，交易實際計算電量為Urm按月度成交電量的加權(quán)平均價格結(jié)算，該用戶總少用電量為（Um-Urm），少用電量超過月度交易成交電量3%的部分按0.03元/kWh的價格支付偏差電費，3%以內(nèi)的部分免除偏差電費。由于電網(wǎng)檢修、故障等系統(tǒng)原因、不可抗力因素以及國家相關(guān)政策調(diào)整導(dǎo)致用戶未完成的交易電量免除考核。具體認(rèn)定范圍見偏差電量責(zé)任認(rèn)定章節(jié)。.售電公司代理用戶的電能電費、電能偏差電費結(jié)算步驟年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商交易成交電量結(jié)算與直接參與交易用戶一致。日前電量交易（或月度交易）實際結(jié)算電量確定方法與直接參與交易用戶一致，日前交易實際結(jié)算電量的結(jié)算價格為售電公司代理用戶參與日交易成交電量對應(yīng)成交價格，月度交易實際結(jié)算電量的結(jié)算價格為售電公司最終分配給代理用戶月度成交電量的成交價格。日前電量交易（或月度交易）偏差電量及其結(jié)算價格確定方法與直接參與交易用戶一致，用戶自身承擔(dān)少用電量偏差電費的90%。.售電公司結(jié)算步驟售電公司的偏差電費為代理用戶少用電量偏差電費累計值的10%。（三）售電主體結(jié)算.競爭性售電主體結(jié)算（1）結(jié)算原則競爭性售電主體按廠為單位進行結(jié)算。日前交易電量及偏差電量在發(fā)電日結(jié)束后進行結(jié)算。月度發(fā)電結(jié)束后首先進行年度雙邊合同分月電量和雙邊協(xié)商成交電量結(jié)算，其次進行月度交易電量結(jié)算和負偏差電量結(jié)算，最后進行優(yōu)先發(fā)電量結(jié)算、月度正偏差電量結(jié)算。（2）競爭性售電主體的結(jié)算步驟1）日前交易電量結(jié)算和偏差電量結(jié)算a）計算合約電量電費根據(jù)電廠各日的成交電量和成交價格，計算日前電量交易的總成交電量Qd及加權(quán)平均價格Pd，電廠日前電量交易的合約電量電費Sd=PdxQdob）計算偏差電費①當(dāng)電廠次日實際發(fā)電量小于日前電量交易成交電量時，未完成的交易電量視為偏差電量。在日前成交電量3%以內(nèi)（含）內(nèi)的偏差電量按Pd價格計算偏差電費；超過3%的偏差電量，由于電廠自身原因按Pd''=（Pd+0.03）元斤瓦時的價格計算偏差電費，由于系統(tǒng)需要少發(fā)電量（下調(diào)服務(wù)電量）暫按Pd''=Pd元/千瓦時的價格計算偏差電費，下調(diào)服務(wù)電量根據(jù)交易平衡賬戶資金盈余情況，按月補償。②當(dāng)電廠次日實際發(fā)電量大于日前電量交易成交電量時，超出的電量計入月度交易發(fā)電量，無偏差電量結(jié)算費用。c）計算日前電量交易實際電費收益電廠日前電量交易實際電費收益Srd=Sd+Sd'+Sd''。表3-1電廠日前電量交易結(jié)算表交易電量電價電費日前交易日前電量交易成交電量QdPdSd=QdxPd日前電量交易偏差電量多發(fā)電量，計入月度交易發(fā)電量000少發(fā)電量3%以內(nèi)-Qd'Pd'=PdSd'=-Qd'xPd'少發(fā)電量3%以外-Qd''Pd''Sd''=-Qd''xPd''日前累計結(jié)算電量Qrd=Qd-Qd'-Qd''電費合計Srd=Sd+Sd'+Sd''2）年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商交易成交電量結(jié)算電廠月度發(fā)電量Qr扣減日前增量交易累計結(jié)算電量Qrd為月度交易發(fā)電量Qrt。即：Qrt=Qr-Qrd。匯總電廠年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商交易成交電量的合同（兩者合并簡稱雙邊協(xié)商合同），電廠第i個雙邊協(xié)商合同電量為Qgi，合同總量Qg。電廠分配給第i個合同的月度交易用電量Qrti=QrtxQgi/Qg,對應(yīng)成交用戶電量為Urti。電廠第i個雙邊協(xié)商合同結(jié)算電量Qghi=min{Qrti,Qgi,Urti}。Qghi按雙邊合同約定價格結(jié)算。當(dāng)Qghi<Qrti<Qgi,Qrti-Qghi按月度集中撮合交易最低成交價的0?9倍結(jié)算；當(dāng)Qghi<Qgi<Qrti，Qgi-Qghi按月度集中撮合交易最低成交價的0?9倍結(jié)算。電廠雙邊協(xié)商合同結(jié)算電量Qgh=XQghi表3-2雙邊協(xié)商合同電量結(jié)算表結(jié)算電量電價電費QghP 年度分月 Qrt-QghP“0?9最低價S協(xié)商2=P0.9最低價x(Qrt-Qgh)Qg-QghPen0?9最低價S協(xié)商3一P0.9最低價x(Qg-Qgh)雙邊協(xié)商合同電費S協(xié)商3協(xié)商1+S協(xié)商2+S協(xié)商3由于系統(tǒng)安全原因?qū)е码姀S的雙邊協(xié)商成交電量（年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商成交電量）未完成的部分電量，該部分電量按0.03元/kWh的價格補償電廠。由于系統(tǒng)安全原因?qū)е掠脩舻碾p邊協(xié)商成交電量（年度雙邊合同分月電量、月度雙邊協(xié)商成交電量）未完成的部分電量，該部分電量按預(yù)招標(biāo)價格對電廠結(jié)算。3）月度集中交易電量結(jié)算和負偏差電量結(jié)算電廠月度集中交易包括：省內(nèi)優(yōu)先購電量掛牌交易、省內(nèi)市場電量集中撮合交易、省內(nèi)市場電量掛牌交易、框架協(xié)議外西電東送電量交易、月度合約轉(zhuǎn)讓交易、不平衡電量轉(zhuǎn)讓交易電廠月度集中交易實際發(fā)電量Qrm=min{Qrt-Qgh，Qrt-Qg}。a）計算月度集中交易合約電費Sm。表3-3電廠月度交易合約結(jié)算表月度交易類別成交電量成交價格電費省內(nèi)優(yōu)先購電量掛牌交易Q1P1S1=Q1xP1省內(nèi)市場月度電量交易集中撮合交易Q2P2S2=Q2xP2掛牌交易Q3P3S3=Q3xP3框架協(xié)議外西電東送電量掛牌交易Q4P4S4=Q4xP4合約轉(zhuǎn)讓交易合約協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易賣出合約-Q5P5S5=-Q5xP5買入合約Q6P6S6=Q6xP6同一發(fā)電集團轉(zhuǎn)讓交易賣出合約-Q7P7S7=-Q7xP7買入合約Q8P8S8=Q8xP8不平衡電量轉(zhuǎn)讓交易賣出合約-Q9P9S9=-Q9xP9買入合約Q10P10S10=Q10xP10合約電量Qm=Q1+Q2+Q3+Q4-Q5+Q6-Q7+Q8-Q9+Q10合約電費Sm=S1+S2+S3+S4+S5+S6+S7+S8+S9+S10合約轉(zhuǎn)讓基準(zhǔn)價（偏差電量結(jié)算基準(zhǔn)價）P0=(S1+S2+S3+S4)/(Q1+Q2+Q3+Q4)b）計算負偏差電費根據(jù)電廠月度交易發(fā)電量Qrm和月度交易成交電量Qm計算月度交易的偏差電費Sm'。①當(dāng)電廠月度交易發(fā)電量Qrm小于月度交易成交電量Qm，即Qrm<Qm時：3%以內(nèi)的偏差電量Q0'免除偏差責(zé)任，按P0的價格計算偏差電費；3%以外的偏差電量進行責(zé)任認(rèn)定，因系統(tǒng)需要導(dǎo)致的少發(fā)電量（即下調(diào)服務(wù)電量）Q11,暫按P11=P0的價格計算偏差電費，下調(diào)服務(wù)電量根據(jù)交易平衡賬戶資金盈余情況，按月度統(tǒng)一補償；因自身原因?qū)е碌纳侔l(fā)電量Q12，按P12=（P0+0.03元/kWh）的價格計算偏差電費。②當(dāng)電廠月度交易發(fā)電量Qrm大于（或等于）月度交易成交電量Qm,即QrmNQm時，負偏差電費為零。表3-4電廠月度交易負偏差電量結(jié)算表負偏差電量少發(fā)電量電量電價電費少發(fā)電量少于3%的部分-Q0'P0S0'=-Q0'xP0少發(fā)電量超過3%的部分系統(tǒng)需要少發(fā)電量（下調(diào)服務(wù)電量）-Q11P11S11=-Q11xP11自身原因少發(fā)電量-Q12P12S12=-Q12xP12偏差電費Sm'=S0'+S11+S12c）計算月度集中交易電量電費收益電廠月度集中交易電費收益Srm=Sm+Sm'。4）優(yōu)先發(fā)電量結(jié)算框架協(xié)議內(nèi)西電東送分配電量同優(yōu)先發(fā)電量合并結(jié)算。Qrm扣減月度集中交易結(jié)算電量Qrms=min（Qrm，Qm）為電廠優(yōu)先發(fā)電量（含框架協(xié)議內(nèi)西電東送分配電量,下同）實際發(fā)電量Qrf，Qrf=Qrm-Qrms。根據(jù)各電廠分月分配優(yōu)先發(fā)電量總量Qf0和優(yōu)先發(fā)電量結(jié)算價格Pf0（各類優(yōu)先電量加權(quán)平均價格），計算優(yōu)先發(fā)電量電費Sf0，Sf0=min{Qf0，Qrf}xPf0。其中，火電廠優(yōu)先發(fā)電量中，保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行所需電量按國家批復(fù)上網(wǎng)電價結(jié)算，若此部分優(yōu)先電量由某火電廠內(nèi)多個機組發(fā)電滿足時，按各機組總發(fā)電量比例和各機組國家批復(fù)電價加權(quán)平均計算該優(yōu)先發(fā)電量結(jié)算價格Pf0；火電備用狀態(tài)確認(rèn)電量及政策分配電量按政府確定價格計算優(yōu)先發(fā)電量結(jié)算價格Pf0。風(fēng)電場、光伏電廠的優(yōu)先發(fā)電量按競爭性電廠月度集中撮合交易平均成交價計算優(yōu)先發(fā)電量結(jié)算價格Pf0。水庫具有年調(diào)節(jié)能力及以上水電廠調(diào)節(jié)電量、電廠框架協(xié)議內(nèi)西電東送分配電量按西電東送框架協(xié)議送出價格扣減輸配電價、線損電價倒推確定結(jié)算價格Pf0。5）月度正偏差電量電費Sf'當(dāng)Qr化Qf0時：存在月度正偏差電量，即電廠超發(fā)電量為Q13=Qrf-QfQ調(diào)度機構(gòu)認(rèn)定的火電上調(diào)服務(wù)電量按P13等于按國家批復(fù)上網(wǎng)電價結(jié)算；其他上調(diào)服務(wù)電量參與了上調(diào)服務(wù)報價按P13等于上調(diào)服務(wù)報價計算偏差電費，未參加上調(diào)服務(wù)報價，按月度集中撮合交易電廠側(cè)最低成交價的價格計算偏差電費。表3-5電廠月度正偏差電量結(jié)算表偏差電量超發(fā)電量電量電價電費Q13P13S13=Q13xP13正偏差電費Sf'=S136）總電費電廠月度總電費Srt=Srd+S協(xié)商+Srm+Srf0+Sf'。.非競爭性電廠結(jié)算非競爭性電廠按月度實際上網(wǎng)電量和其國家批復(fù)上網(wǎng)電價結(jié)算電費。（四）月度長期備用結(jié)算.火電長期備用資金來源（1）結(jié)算平衡機制的剩余資金；（2）電廠分?jǐn)偟幕痣婇L期備用資金。.火電長期備用結(jié)算范圍（1）保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行所需的火電機組容量（簡稱保安全裝機容量）不進行長期備用結(jié)算，保安全裝機容量=開機時間/月度總時間X開機機組裝機容量。（2）火電機組競爭到市場化電量，其市場化電量的等效容量（簡稱市場化電量等效容量），不進行長期備用結(jié)算，其中等效容量=電量/（當(dāng)月天數(shù)X24）。（3）其余容量進行長期備用結(jié)算，每臺火電機組月度長期備用結(jié)算容量=（裝機容量■保安全裝機容量■市場化電量等效容量）。3.結(jié)算方式（1）1—10月，按每月火電長期備用提取資金確定月度長期備用容量總金額，11—12月，根據(jù)前期火電長期備用費用支付情況統(tǒng)籌確定。（2）月度長期備用容量計算單價=月度長期備用容量總金額/月度火電機組長期備用結(jié)算總?cè)萘浚?）每臺火電機組長期備用結(jié)算費用=每臺火電機組長期備用結(jié)算容量X月度長期備用容量結(jié)算單價（五）電費支付方式.結(jié)算依據(jù)電力交易中心負責(zé)向競爭性購、售電主體出具結(jié)算依據(jù)，競爭性購、售電主體按此結(jié)算依據(jù)進行電費結(jié)算、支付。（1）競爭性用戶結(jié)算依據(jù)直接進入市場交易的用戶和售電公司代理用戶，電力交易中心按照購電主體結(jié)算步驟出具用戶側(cè)電費明細單，主要包含電能電費、輸電費用、配電費用、線損電費、基本電費、力調(diào)電費、基金、偏差電費。（2）售電公司結(jié)算依據(jù)電力交易中心按照購電主體結(jié)算步驟出具售電公司收支明細單，主要包含成交電價、與用戶合同類型、與代理用戶之間的收益明細10%偏差金額。（3）電廠結(jié)算依據(jù)電力交易中心按照售電主體結(jié)算步驟出具電廠側(cè)電費明細單，主要包含上網(wǎng)電量、成交價格、電能電費。.競爭性用戶電費支付方式競爭性用戶交易成功后，直接進入市場交易的用戶和售電公司代理用戶須繳納交易電量用電電費，交易用電電費=成交電量x（成交價格+該戶號最高用電電壓等級輸配電價+線損電價+基金）。在用電月10日前繳納交易電量用電電費的20%，在用電月15日前再繳30%（也可選擇15日前一次性繳納50%）；待電力交易中心出具交易月實際結(jié)算單后，競爭性用戶繳納剩余電費。競爭性用戶結(jié)算單，市場化退補電費金額為電度電費和功率因數(shù)調(diào)整電費，基本電費、政府性基金及附加按國家現(xiàn)行電價政策執(zhí)行。參與市場化交易的競爭性用戶欠交電費的，將暫停交易資格，并按相關(guān)規(guī)定處理。售電公司依據(jù)電力交易中心向售電公司出具的偏差電費結(jié)算單向用戶支付偏差電費，未及時支付偏差電費的售電公司，用戶有權(quán)向交易機構(gòu)申請取消售電公司的代理資格。.電廠電費支付方式電廠與電網(wǎng)企業(yè)維持現(xiàn)有的電費支付方式。.售電公司支付保證金制度電力交易中心開通保證金專用銀行賬戶，售電公司按核定資產(chǎn)總額的10%繳納保證金，低于200萬元按200萬元繳納，高于2000萬元按2000萬元繳納。交易申報時，可申報交易金額與保證金賬戶余額掛鉤。售電公司未按時支付代理用戶的偏差電費，則以保證金抵扣，不足部分售電公司需補繳。若售電公司代理用戶未按時繳清電費，則以保證金抵扣用戶欠費，不足部分由售電公司補繳，用戶繳清電費后，退還售電公司抵扣的保證金。（六）票據(jù)開具方式電網(wǎng)公司依據(jù)電力交易中心出具的結(jié)算單向直接參與交易用戶和售電公司代理用戶收取電費，開具電費發(fā)票。售電公司與用戶之間的費用按照電力交易中心出具的結(jié)算單進行費用結(jié)算和支付。四、其他事項（一）交易校核交易校核主要包括申報數(shù)據(jù)校核、網(wǎng)絡(luò)約束校核和梯級水量匹配校核。月度各交易類型均按下述流程進行交易校核。1.申報數(shù)據(jù)校核。由交易中心負責(zé)對交易主體提交的申報數(shù)據(jù)進行校核，申報數(shù)據(jù)校核包括發(fā)電能力校核和其他申報約束規(guī)定校核。發(fā)電能力由調(diào)度機構(gòu)提供，各發(fā)電企業(yè)在交易前需與調(diào)度機構(gòu)溝通確認(rèn)。發(fā)電能力評估原則如下：（1）由政府發(fā)文確認(rèn)大型年調(diào)節(jié)以上水庫各關(guān)鍵節(jié)點時期內(nèi)（枯水期末、平水期末、豐水期末、年末等）水位控制目標(biāo)。（2）用于計算水電發(fā)電能力的月度預(yù)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(diào)節(jié)性能水庫或上游具有年及以上調(diào)節(jié)性能水庫的水電廠，枯水期及平水期以全網(wǎng)水電不棄水且統(tǒng)調(diào)火電充分調(diào)減為前提，考慮系統(tǒng)平衡需求，以枯水期及平水期末政府確定水位為目標(biāo)每月交易前確認(rèn)下月末控制水位，綜合考慮天然來水和月度水位控制目標(biāo)核定相關(guān)水電廠月度發(fā)電能力。豐水期在考慮期末控制水位和各月預(yù)計天然來水情況下核定相關(guān)電廠各月發(fā)電能力。（4）其他調(diào)節(jié)能力較弱或無調(diào)節(jié)能力水電廠，按預(yù)計天然來水，考慮發(fā)電設(shè)備和電網(wǎng)設(shè)備檢修等確定對應(yīng)發(fā)電能力。其中，對于具有季調(diào)節(jié)性能的水電考慮需在4—5月份拉水時，由調(diào)度機構(gòu)在發(fā)電企業(yè)申報能力前明確水位控制目標(biāo)。（5）電力調(diào)度機構(gòu)按85%負荷率確認(rèn)火電的發(fā)電能力；考慮廠用電率，火電按80%裝機容量進行申報電量校核。若火電有保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行所需電量、火電備用狀態(tài)確認(rèn)電量、火電其他分配電量，則在申報電量校核時相應(yīng)扣除。（6）風(fēng)電、光伏電廠按上年同期各廠月度平均利用小時數(shù)1?1倍作為月度發(fā)電能力，上年同期有新投產(chǎn)機組的電廠按相同地區(qū)已投產(chǎn)的類似電廠月度平均利用小時數(shù)1?1倍作為月度發(fā)電能力。（7）新投電廠按相同地區(qū)已投產(chǎn)的類似電廠確定發(fā)電能力。.網(wǎng)絡(luò)約束校核。交易技術(shù)支持系統(tǒng)根據(jù)調(diào)度機構(gòu)提供的網(wǎng)絡(luò)約束條件進行市場出清，形成滿足網(wǎng)絡(luò)約束的交易出清結(jié)果并提交調(diào)度機構(gòu)進行安全校核。網(wǎng)絡(luò)約束受限區(qū)域內(nèi)各電廠交易電量不超過按裝機等比例原則所分配的電力外送通道平均送電能力。.梯級水量匹配校核。對滿足網(wǎng)絡(luò)約束的交易結(jié)果進行梯級水量匹配校核。當(dāng)下游電站交易結(jié)果超出上游來水對應(yīng)發(fā)電能力時，直接削減下游電站市場電量。日前電量交易校核中，調(diào)度機構(gòu)綜合考慮系統(tǒng)需求和次日電廠發(fā)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(fā)電能力扣減電廠日電量校核基準(zhǔn)值后的電量。電廠日電量校核基準(zhǔn)值=〔月成交電量-（本月已發(fā)電量-本月日前電量交易累計成交電量）〕/本月剩余有效天數(shù)，本月剩余有效天數(shù)為本月電廠剩余有效發(fā)電時間等效天數(shù)。系統(tǒng)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，所有日前電量交易均可以不予通過。（二）信息披露電力交易中心對云南電力市場交易各環(huán)節(jié)的重要信息進行公布和披露。.交易信息披露（1）交易前信息披露電力交易中心公布電力供需形勢預(yù)測、優(yōu)先發(fā)電量和優(yōu)先購電量平衡預(yù)測情況、電網(wǎng)安全約束信息、報價約束、上月度集中撮合交易平均成交價等信息。電力供需形勢預(yù)測包括系統(tǒng)發(fā)電能力預(yù)測、系統(tǒng)用電需求預(yù)測等。電網(wǎng)安全約束信息包括通道能力、主要設(shè)備檢修計劃等。報價約束信息包括各電廠和用戶的申報電量約束、上限價格和下限價格等。合約轉(zhuǎn)讓交易前披露各電廠未完成電量、超發(fā)電量及其責(zé)任認(rèn)定結(jié)果等。（2）交易后信息披露電力交易中心公布交易結(jié)果，包括年度、月度各類型交易成交電量、各類型交易最低成交價格、各類型交易最高成交價格、平均成交價格等。.結(jié)算信息披露電力交易中心公布包括優(yōu)先發(fā)電、購電在內(nèi)的交易計劃執(zhí)行情況、偏差電量責(zé)任認(rèn)定、偏差處理資金收入及支出情況。.昆明電力交易中心按月向電力監(jiān)管機構(gòu)、能源主管部門、電力運行主管部門報送年度、月度交易信息和執(zhí)行情況。（三）偏差電量責(zé)任認(rèn)定.發(fā)電側(cè)（1）日電量責(zé)任認(rèn)定調(diào)度機構(gòu)記錄日交易電量少發(fā)原因，在月度結(jié)算時進行認(rèn)定。（2）月電量責(zé)任認(rèn)定根據(jù)月度實際來水情況，測算電廠實際發(fā)電能力T0。假設(shè)電廠月度交易成交電量為T1，日前電量交易累計結(jié)算電量為T2；電廠月度實際發(fā)電量為T。（1）當(dāng)T＜（T1+T2）＜T0時，（T1+T2）-T〕為系統(tǒng)運行需要導(dǎo)致的少發(fā)電量（即下調(diào)服務(wù)電量）。（2）當(dāng)T＜T0＜（T1+T2）時，（T1+T2）-T0〕為因電廠自身原因?qū)е碌纳侔l(fā)電量，T0-T為系統(tǒng)運行需要導(dǎo)致的少發(fā)電量（即下調(diào)服務(wù)電量）。（3）當(dāng)T＞（T1+T2）時，〔T-（T1+T2）〕為電廠超發(fā)電量。.用戶側(cè)由于電網(wǎng)檢修、故障等系統(tǒng)原因、不可抗力因素以及國家相關(guān)政策調(diào)整導(dǎo)致用戶未完成的交易電量免除考核。免責(zé)范圍僅限于系統(tǒng)原因或不可抗力因素導(dǎo)致市場用戶和售電企業(yè)未完成的交易電量。其中不可抗力包括：指不能預(yù)見、不能避免并不能克服的客觀情況。包括：火山爆發(fā)、龍卷風(fēng)、海嘯、暴風(fēng)雪、泥石流、山體滑坡、水災(zāi)、火災(zāi)、超設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)的地震、臺風(fēng)、雷電、霧閃等，以及核輻射、戰(zhàn)爭、瘟疫、騷亂等。以下情況不予辦理免責(zé)申請：（1）用戶因安全、環(huán)保等不達標(biāo)導(dǎo)致整改關(guān)停；（2）用戶自身設(shè)備運維不到位導(dǎo)致設(shè)備跳閘、停產(chǎn)、減產(chǎn)；（3）用戶因產(chǎn)品市場不景氣或生產(chǎn)組織不力而減產(chǎn)、停產(chǎn)；（4）用戶欠費被供電部門依法采取停電催收；（5）用戶申報不切實際或自身申報錯誤；（6）其他未提及的“非不可抗拒”原因。（四）結(jié)算平衡機制為確保2017市場化交易順利實施，兼顧發(fā)、供、用三方合理利益，特建立市場化交易結(jié)算平衡機制。.結(jié)算平衡機制建立（1）月度/日前集中撮合交易中，購售電雙方成交價格價差部分。按集中撮合成交結(jié)果計算成交價差收益，然后根據(jù)購電主體側(cè)、電廠側(cè)成交電量的完成比例計算應(yīng)提取的實際價差收益。成交價差收益=2（購售匹配成交電量x購售匹配成交價差）實際價差收益=成交價差收益xmin｛購電主體側(cè)成交量完成比例，電廠側(cè)成交電量完成比例｝（2）購電主體當(dāng)月因自身原因少用電量考核電費部分。（3）電廠當(dāng)月因自身原因少發(fā)電量考核電費部分。2.結(jié)算平衡機制實施范圍（1）根據(jù)上述結(jié)算平衡機制的建立，月度計提平衡資金。（2）平衡資金優(yōu)先用于彌補因系統(tǒng)原因造成市場化電廠的少發(fā)電量（即下調(diào)服務(wù)電量）。（3）因保障系統(tǒng)安全需要的火電超發(fā)電量，經(jīng)調(diào)度機構(gòu)認(rèn)定為上調(diào)服務(wù)電量，相應(yīng)電量按國家批復(fù)上網(wǎng)電價進行結(jié)算，與上調(diào)服務(wù)報價（或月度集中撮合交易電廠側(cè)平均成交價）之間的差額電費由結(jié)算平衡機制處理。（4）火電長期備用資金等其他政府明確的用途。（五）交易時間表表4-1各類交易的開展時間序號交易周期交易品種關(guān)閘時間/交易時間預(yù)安排交易方式年度省內(nèi)電量市場年上年雙邊合1交易度交易12月同

年度雙邊合同分月確認(rèn)上月18日刖雙邊合同省內(nèi)電量市場月10日雙邊協(xié)度協(xié)商交易商省內(nèi)優(yōu)先購電量交易20日掛牌月度交易省內(nèi)電量市場月21日集中撮2度集中撮合交易合月度自主寸易圭牌交23日掛牌框架協(xié)議夕東送電量西交9電25日掛牌上、下調(diào)服026日預(yù)招標(biāo)3日前電量日前電量交易工作日集中撮A交易事后合約合約協(xié)商轉(zhuǎn)讓交易交易結(jié)算前雙邊商協(xié)4轉(zhuǎn)讓交易同一發(fā)電集團合交易結(jié)合約轉(zhuǎn)約轉(zhuǎn)讓算前讓不平衡電量轉(zhuǎn)讓交易結(jié)合約轉(zhuǎn)

算前交易算前注:交易日期按信息披露公布為準(zhǔn)。（六）電廠分類表4-2保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行所需的火電廠序號電廠名稱分配電量（億千瓦時）備注1滇東32.062最低開負荷6——臺機帶日日最低E萬千瓦時;36.5萬電量876)2宣威14.054最低開一臺機空負荷后16萬3曲靖14.054最低開 ■臺機4負荷用16萬4陽宗海14.054最低開 臺機4負荷用16萬5昆明20.203最低開二一臺機4負荷芾23萬備注表4-3年調(diào)節(jié)能力以上水電廠調(diào)節(jié)電量備注序I電廠調(diào)節(jié)電量年設(shè)計電量

號名稱（億千瓦時）（億千瓦時）1小、灣47.46189.85按年設(shè)計電量25%分配，枯平水期每月分配調(diào)節(jié)電量的10%，豐水期每月分配調(diào)節(jié)電量的6%。按月滾動平衡，少發(fā)電量滾入下月。2糯扎渡59.78239.123龍江2.5710.284馬鹿塘3.0412.145普西橋2.078.256泗南江2.39.1967卜中甸0.1380.552注：^所有電量均為發(fā)電側(cè)電量表4-4競爭性電廠中的水電廠名單序號電廠名稱裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司1阿海200華電

序號電廠名稱裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司2大盈江三級20德宏凱瑞3大盈江四級87.5盈江多源水電4大盈江一級10.8德宏福榕5富川4.5維西江海富川站電6崗后0河級「一6大唐7戈蘭灘45大唐8功果橋90華能9觀音巖300大唐10吉沙12國電11甲三巖24匚［電投*12金安橋240漢能13金漢拉扎5.8泥汝力14景洪175華能15居甫渡28.5大唐16克田9.9祿勸臨亞水生1

序號電廠名稱裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司17梨園240華電18龍江26龍江19龍開口180華能20龍馬28.5大唐21魯?shù)乩?16華電22倮馬河5.6云南江海23馬堵山28.8紅河廣源24馬鹿塘30大唐25勐野江6.8大唐26那邦18盈江華富水電27那蘭15大唐28弄另18德宏龍江水電29糯扎渡585華能普渡河六30級9.6中電投31晉西橋19國電32三江口9.9國電33石門坎13大唐34泗南江20.1中電投35松山河口16.8保山檳榔江水電

序號電廠名稱裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司36蘇家河口31.5保U「檳榔江水耳邑37天花木18日電投38 二卡河16.5大唐39/小灣420華能40小巖頭12.99H電股41崖羊1U12大唐42云鵬21華潤E電力43木1星二J?--12浙江甌能44賽珠10.2電股45南7及洛河8.6云南江海46江邊4.2昆明豐安電力47丹珠河8貝u開2口縣恒之有限司一遠水月.責(zé)任〃邑48鉛廠11.4電股49太平江一級24大唐50溪洛渡630三峽51阿鳩田10.5蘇帕河52烏泥^可3蘇帕河

序號電廠名稱裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司53象達4蘇帕河54白;水河級2祿勸桂弘水電55白水江一級1.5中大鹽津56白水江二級1.5中大鹽津57白水江三級4.8中大鹽津58高橋9恒安59柏1香才木5恒安60油房溝6.8恒安61悅樂2恒安62寶石2.4寶石63豐田0.6寶石64金源0.72寶石65不管河1.89中1電投66泥堵》可1.5中［電投67小F甸1.8國電68達開6革香河水電

序號電廠名稱裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司69打窩（南片河梯級）1.89鎮(zhèn)康湘源水電70板橋（南片河梯級）0.8鎮(zhèn)康湘源水電71大春河級3云南新景電”限公司［有72大春河級2云南新景電業(yè)限公司有73大灣4.98中團國水雙柏電顧問開發(fā)限司煤支公74大盈江二級7德宏宏晟75大寨河級2臨滄潤達水電76大寨河三級1.6臨滄潤達水電77大寨河1.81缶滄^可達水電

序號電廠名稱裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司級78多底河、5多底河水1電79哈依河四級1.5祿勸運弘水電80哈依河五級1.5祿勸運弘水電81金7工河四級3大唐82金水工河級1.98大唐83景云四級1.5大關(guān)縣景云水實業(yè)有限公i電司84苦木當(dāng)1苦木當(dāng)85塊澤可3.6富源塊澤河86E氣5馬關(guān)拉氣87老渡口3.75老渡口88老石寨1.6云南湘能;水邑89大樹月即1云南湘能;水90龍門1.3云南龍禹電展有限公;力發(fā)得

序號電廠名稱裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司91祿豐4華寧新九龍92羅閘河級5云縣南河限公9發(fā)卜司:電有93廟林6.5匚P電投94熊家溝1.8匚H電投95木加甲6福貢m展有三源水押艮公一電發(fā)同96南河4云縣亞太97南康河級2.4西盟富邊水電98南沙15紅河廣源99南襪河級1豐源水電100南襪河級0.64豐源水電101南襪河級0.56豐源水電102糯租7.5南盤江糯租.水電103撒魚沱6橫江發(fā)t電104沙壩2.64祥龍能源

序號電廠名稱裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司105施壩河二級1云南恒益水電106施壩河一級1.6云南恒益水電107施底河3福貢鑫達水［電108石房2.1云龍南方水電109松八2.6香才河又備里拉縣，K電開發(fā);公司格基有限110騰龍橋8.1騰龍橋111天生橋5恒安112鐵川橋4.2大唐113聽命河4瀘又開K縣興達;發(fā)有限公水1「司電1114威遠江7.2威遠江115西月各1.71貝L開2L縣，殳有1恒遠水?限責(zé)任＜司電公116林碧當(dāng)3.2貢L開2L縣，殳有1恒遠水?限責(zé)任＜電公

序號電廠名稱裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司117東月谷2.1貢山縣t開發(fā)有口旦遠水E艮責(zé)任4司電公118力透底2.1貢山縣t開發(fā)有口亙遠水1艮責(zé)任（司電公119下只恩4格基河120仙人山2.4臨滄新華水電開發(fā)利121小篷祖4祿勸，卜蓬祖122馬過^可1新才:河123茅草坪1.3新才:存河124四臺LU1.26新年:舁河125拉燈河1.6新才:喬河126瓦窯河0.8新年:喬河127漾洱4.98漾洱-水］電128金河2.5新源漾弓江129燕子崖2.5鑫盛130六合3漾弓江

序號電廠名稱裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司131迤資1.92永仁萬源水電132漁泡江2大姚漁泡江133中寨2.5中寨合計4254.01汪：統(tǒng)計截至2016年12月表4-5競爭性電廠中的風(fēng)電場、光伏電廠名單序號電廠名稱機組類型裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司1者磨山風(fēng)電4.575水電十四局資家風(fēng)電場（楊風(fēng)Aoc云南龍源風(fēng)2梅山一期）電4.95力大陸灣風(fēng)電場風(fēng)Aoc云南龍源風(fēng)3（楊梅山二期）電4.95力4大風(fēng)壩風(fēng)電4.8華能5馬鞍山（一期）風(fēng)4.95華能

序號電廠名稱機組類型裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司電6黃草坡（馬鞍山二期）風(fēng)電4.95華能7干海子（馬鞍山三期）風(fēng)電4.05華能8大龍?zhí)叮R鞍山四期）風(fēng)電4.95華能9觀音1五山（馬鞍山1期）風(fēng)電3.9華能10羅平山風(fēng)電4.875大唐11李子箐風(fēng)電4.95匚1國力問集工目猶邑顧012東山（李子箐二期）風(fēng)電4.05匚，國水問集k目猶邑顧013東華（李子箐三期）風(fēng)電3.15匚,國水問集工目猶邑顧014大坡〕貝（李子箐風(fēng)4.95匚1國水邑顧

序號電廠名稱機組類型裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司四口期）電問|集匕團15騎龍山風(fēng)電4.875大唐16豐樂（騎龍L期）L二風(fēng)電4.875大唐17恩兆L山（騎龍山=期）風(fēng)電4.95大唐18鳳屯風(fēng)電4.95中廣核19大尖峰（風(fēng)日期）風(fēng)電4.95中廣核20五子坡風(fēng)電4.95華能21騎馬L.一山（五子坡二期）風(fēng)電4.95華能22清水溝（五子坡三期）風(fēng)電4.95華能23大風(fēng)丫口風(fēng)3.3國電電力

序號電廠名稱機組類型裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司電24馬英山（大風(fēng)丫口二期）風(fēng)電4.05國電電力25朗目山風(fēng)電4.95大唐26羊雄山風(fēng)電4.95大唐27趕馬路（羊雄1二期）U風(fēng)電4.95大唐28雷應(yīng)山風(fēng)電4.95國電29黑馬井（雷應(yīng)U二期）U風(fēng)電4.95國電30板橋風(fēng)電4.95國電31海洋哨（板橋二期）風(fēng)電4.95國電32支鍋山風(fēng)4.95龍源風(fēng)電

序號電廠名稱機組類型裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司電33雙龍箐（支鍋山二期）風(fēng)電4.95龍源風(fēng)電34牦E牛坪風(fēng)電4.95華電35梅家山（大龍口一期）風(fēng)電4.95三峽新能源36尖山梁子（大龍口二期）風(fēng)電4.95三峽新能源37小箐|山（大龍口三期）風(fēng)電4.6三峽新能源38大莫古風(fēng)電4.95龍源風(fēng)電39百花山風(fēng)電4.8湘電眾佳40朵古風(fēng)電4.95華電41馬塘（一期）風(fēng)4.95云南龍源風(fēng)

序號電廠名稱機組類型裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司電力發(fā)目!L公司42龍?zhí)叮R塘二風(fēng)4.95云南龍源風(fēng)期）電力發(fā)電公司43仕官山（馬塘三風(fēng)4.2云南龍源風(fēng)期）電力發(fā)電公司44帕頂梁子風(fēng)電6.95中廣核45雪邦山風(fēng)電4.95龍源風(fēng)電46金公山（雪邦山二期）風(fēng)電4.95龍源風(fēng)電47仙人洞風(fēng)電4.65云南中云電48昆明聯(lián)合風(fēng)電4.95云南中云電49小白龍（昆明聯(lián)合二期）風(fēng)電4.95云南中云電50巨龍山風(fēng)4.95水電一卜四局

序號電廠名稱機組類型裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司電51巨龍山二期云山）（晴風(fēng)電4.95水電十四局52巨龍」龍口三期;坡）（九風(fēng)電4.95水電十四局53巨龍4頂「四期1山）（斗風(fēng)電4.95水電十四局54永三風(fēng)電4.8云電投55永三二期（光照普）風(fēng)電4.8云電投56磨豆山風(fēng)電4.8中廣核57沙帽山風(fēng)電4.8華能58沙帽U擔(dān)口二期1山）|（扁風(fēng)電4.8華能59石蒲塘風(fēng)4.95華能

序號電廠名稱機組類型裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司電60鳳華山（石蒲塘二期）風(fēng)電4.95華能61朗山風(fēng)電4.95國電62千嶺山（朗L期）山二風(fēng)電4.05國電63金華（百山期）L風(fēng)電4.95龍源大理風(fēng)力發(fā)電64甸南（百山期）J二風(fēng)電3.3龍源大理風(fēng)力發(fā)電65百山母（百1期）三三風(fēng)電4.95龍源大理風(fēng)力發(fā)電66漕澗梁子（一期）風(fēng)電4.95華能67白龍廟（漕澗梁子二期）風(fēng)電4.95華能68大海梁子風(fēng)4.8會澤云能投

序號電廠名稱機組類型裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司電新能源69頭道坪（大海梁風(fēng)4.8會澤云能投子二期）電新能源70文筆山風(fēng)電4華能71一把傘（文筆二期）山風(fēng)電4.8華能72云臺山風(fēng)電4.95華能73瓦窯（云臺山期）風(fēng)電4.95華能74石洞山風(fēng)電4.95云南彌勒石洞山發(fā)電75吉丹山（石洞山風(fēng)4.8云南彌勒石二期）電洞山發(fā)電76茨柯山（石洞山風(fēng)4.8云南彌勒石三期）電洞山發(fā)電77對門山（石洞山風(fēng)4.8云南彌勒石

序號電廠名稱機組類型裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司四J期）電洞山發(fā)電78蓮花山風(fēng)電4.2云南華電蓮花山風(fēng)力發(fā)電79野貓山風(fēng)電4.95華能80楊家房（野貓山二期）風(fēng)電3.6華能81尼白木克風(fēng)電4.95紅河石屏盛唐新能源82大坪子風(fēng)電4.95大唐83聯(lián)珠風(fēng)電4.95大唐84大賴石山風(fēng)電4.95國電85大巖洞（大賴石山二期）風(fēng)電3.9國電

序號電廠名稱機組類型裝機容量（萬千瓦）所屬集團或公司86程子山風(fēng)電4.2三峽新能源石梁山（程子山風(fēng)874三峽新能源二期）電風(fēng)大黑山風(fēng)力88大黑山4.8電發(fā)電魯士白（大黑山風(fēng)AQ大黑山風(fēng)力89二期）電4.8發(fā)電風(fēng)中國水電顧90小海子4.8電問集團風(fēng)中國水電顧