2017 年上半年云南電力市場化交易分析及下半年形勢預測報告昆明電力交易中心有限責任公司一、摘要2017 上半年，昆明電力交易中心認真貫徹落實電力體制改革精神，嚴格執(zhí)行《2017 年云南電力市場化交易實施方案》，在全國首次引入月度雙邊協(xié)商、年度雙邊合同互保等交易品種，積極引導市場主體按“基準價格+浮動機制”簽訂中長期雙邊合同，有序推進云南電力市場建設，持續(xù)提升自身服務能力水平。各市場主體理性參與市場競爭，市場能力、風險意識、契約精神不斷增強

2017 年上半年云南電力市場化交易分析及下半年形勢預測報告

昆明電力交易中心有限責任公司

一、摘要

2017 上半年，昆明電力交易中心認真貫徹落實電力體制改革精神，嚴格執(zhí)行《2017 年云南電力市場化交易實施方案》，在全國首次引入月度雙邊協(xié)商、年度雙邊合同互保等交易品種，積極引導市場主體按“基準價格+浮動機制”簽訂中長期雙邊合同，有序推進云南電

力市場建設，持續(xù)提升自身服務能力水平。各市場主體理性參與市場競爭，市場能力、風險意識、契約精神不斷增強。在各方的共同努力下，上半年云南電力市場化交易總計成交電量 322.37 億千瓦時，同比增長 23.57%，其中年度、月度、日前交易電量比例為 33.94%、60.51%、5.55%，市場結構進一步優(yōu)化，“以中長期交易為主，日前交易為補充”

的云南電力市場模式更加成熟。上半年云南電力市場化交易平均成交價格每千瓦時 0.21385 元，價格整體保持平穩(wěn)，有力促進了全省經濟穩(wěn)增長和“三去一降一補”供給側結構性改革。上半年省內用電量同比增長 11.06%，云南電力市場整體呈現“電量穩(wěn)步增長，電價穩(wěn)中緩降”的顯著特點，進入“量增價降”的健康可持續(xù)發(fā)展通道。

下半年隨著主汛期的到來，預計云南電力市場價格將適當有所下降，預計全年交易電量 657 億千瓦時，同比增長 11.36%。

二、上半年基本情況

2.1 發(fā)電側方面

2.1.1 電源裝機情況

截至 2017 年 6 月底，全省發(fā)電裝機(含向家壩)8514 萬千瓦。其中，以水電為主的清潔能源裝機 7130 萬千瓦(水電 6114 萬千瓦，風電 805 萬千瓦，光伏 211 萬千瓦)，占比 83.7%;火電裝機 1385萬千瓦，占比 16.3%。

圖 2.1 云南省發(fā)電裝機(萬千瓦)

2.1.2 全社會電力生產情況

2017 上半年，全省完成發(fā)電量 1246.26 億千瓦時，同比(去年1058.66 億千瓦時)增長 17.72%，其中水電 991.78 億千瓦時，同比(去年 143.41 億千瓦時)增長 21.77%，火電 121.68 億千瓦時，同比(去年 143.41 億千瓦時)降低 15.15%，風電 117.94 億千瓦時，同比(去年 90.59 億千瓦時)增長 30.19%，光伏 14.86 億千瓦時，同比(去年風電, 805, 9%火電, 1385,16%水電, 6114,72%光伏, 211, 3%風電火電水電光伏10.18 億千瓦時)增長 45.98%。

境外電廠發(fā)電量 4.71 億千瓦時，其中，瑞麗江一級電廠發(fā)電量1.74 億千瓦時，太平江一級電廠發(fā)電量 2.97 億千瓦時。

2.1.3 分電源類型發(fā)電量

2017 年上半年，全網統(tǒng)調機組累計發(fā)電量 1085.53 億千瓦時，同比增長 21.38%。其中，以水電為主的清潔能源發(fā)電量 1001.58 億千瓦時，同比增長 23.95%(水電 871.61 億千瓦時，同比增長 22.97%;風電 115.83 億千瓦時，同比增長 29.07%;光伏 14.14 億千瓦時，同比增長 48.47%)，清潔能源發(fā)電量占比 92.27%;火電發(fā)電量 83.95 億千瓦時，同比減少 2.71%。

表 2.1 2017 年上半年云南統(tǒng)調電廠發(fā)電情況(按電源類型統(tǒng)計)

單位：億千瓦時

圖 2.2 云南全網統(tǒng)調發(fā)電情況(按電源類型統(tǒng)計)(億千瓦時)

2.1.4 分流域發(fā)電量

2017 年上半年，云南統(tǒng)調水電發(fā)電量 871.61 億千瓦時。其中，瀾滄江流域發(fā)電量 364.69 億千瓦時，同比增加 42.91%，占比 41.84%;長江流域發(fā)電量 331.55 億千瓦時，同比增加 20.39%，占比 38.04%;元江流域發(fā)電量 27.55 億千瓦時，同比減少 7.26%，占比 3.16%;伊洛瓦底江流域發(fā)電量 42.68 億千瓦時，同比增加 10.31%，占比 4.9%;

珠江流域發(fā)電量 13.12 億千瓦時，同比減少 22.67%，占比 1.5%;怒江流域發(fā)電量 7.68 億千瓦時，同比增加 14.52%，占比 0.88%;其他流域(含地方小電)發(fā)電量 84.31 億千瓦時，同比減少 2.09%，占比9.67%。

表 2.2 2017 年上半年云南統(tǒng)調水電發(fā)電情況(按流域統(tǒng)計)

單位：億千瓦時

圖 2.3 2017 年上半年云南統(tǒng)調水電發(fā)電情況(按流域統(tǒng)計)(億千瓦時)

2.1.5 水電分集團發(fā)電量

按所屬集團來看，2017 年上半年，云南統(tǒng)調水電發(fā)電量中，華能發(fā)電量 357.62 億千瓦時，同比增加 42.5%，占比 41.03%;華電發(fā)電量 84.59 億千瓦時，同比增加 27.55%，占比 9.71%;大唐發(fā)電量56.76 億千瓦時，同比增加 10.24%，占比 6.51%;國電發(fā)電量 7.51 億千瓦時，同比增加 5.3%，占比 0.86%;國家電投發(fā)電量 19.35 億千瓦時，同比增加 21.44%，占比 2.22%;三峽發(fā)電量 121.92 億千瓦時，同比增加 12.76%，占比 13.99%;漢能發(fā)電量 35.78 億千瓦時，同比增加 13.37%，占比 4.1%;其他集團合計發(fā)電量 187.98 億千瓦時，同比增加 6.09%，占比 21.58%。

表 2.3 2017 年上半年云南統(tǒng)調水電發(fā)電情況(按所屬集團統(tǒng)計)

圖 2.4 2017 年上半年云南統(tǒng)調水電發(fā)電情況(按所屬集團統(tǒng)計)(億千瓦時)

2.1.6 優(yōu)先發(fā)電量

2017 年上半年，優(yōu)先發(fā)電量合計 371.94 億千瓦時。其中，保電網安全火電（含熱電聯產）電量 49.89 億千瓦時；貧困老區(qū)政策性火電發(fā)電量 15.81 億千瓦時；火電備用狀態(tài)確認電量 5 億千瓦時；2004年以前投產的水電廠發(fā)電量 101.68 億千瓦時；跨境電廠電量 1.53 億千瓦時；其他地方小電電量 103.98 億千瓦時；年調節(jié)水庫調節(jié)電量56.19 億千瓦時，溪洛渡留存云南消納電量 6.23 億千瓦時；風電、光伏居民電能替代電量 31.62 億千瓦時。

表 2.4 2017 年上半年優(yōu)先發(fā)電量統(tǒng)計表

單位：億千瓦時

2.1.7 市場化發(fā)電量

2017 年上半年，市場化電廠省內電力市場化交易總計成交市場化電量 322.37 億千瓦時，同比增長 23.57%，以水電為主的清潔能源成交電量 306.74 億千瓦時，占總成交電量的 95.15%，其中，水電成交電量249.12億千瓦時，占總成交電量的77.28%;風電成交電量51.64億千瓦時，占總成交電量的 16.02%;光伏成交電量的 5.98 億千瓦時，占總成交電量的 1.86%?；痣姵山浑娏?15.63 億千瓦時，占總成交電量的 4.85%。

2.2 用電側方面

2.2.1 2017 年 1-6 月云南省經濟運行情況

上半年，全省經濟運行高開趨穩(wěn)、穩(wěn)中有進，經濟效益顯著提高，結構調整逐漸優(yōu)化，主要經濟指標處于合理運行區(qū)間。

全省實現生產總值 6447.81 億元，同比增長 9.5%，增速比全國高

2.6 個百分點。分產業(yè)來看：第一產業(yè)增加值 618.62 億元，增長 5.1%，比全國高 1.6 個百分點;第二產業(yè)增加值 2584.78 億全，增長 10.4%，比全國高 4.0 個百分點;第三產業(yè)增加值 3224.41 億元，增長 9.6%，比全國高 1.9 個百分點。分行業(yè)看：工業(yè)實現增加值 1859.87 億元，增長 9.4%;建筑業(yè)實現增加值 728.49 億元，增長 13.2%。

上半年，全省規(guī)模以上工業(yè)增加值同比增長 9.9%，增速比一季度提高 0.6 個百分點，比上年同期提高 8.4 個百分點，比全國高 3 個百分點，增速居全國第 5 位，西部第 5 位。分三大門類看，采礦業(yè)增加值增長 11.4%;制造業(yè)增長 5.6%;電力、熱力、燃氣及水生產和供應業(yè)增長 25.5%。

全省非煙工業(yè)增加值同比增長 17.9%，增速比上年同期提高 8.4個百分點。增長較快的行業(yè)主要有：電力、熱力生產和供應業(yè)增長25.8%，比上年同期提高 25.7 個百分點;醫(yī)藥制造業(yè)增長 24.5%，提高 12 個百分點;非金屬礦物制品業(yè)增長 21.4%，提高 5.6 個百分點;酒、飲料和精制茶制造業(yè)增長 18.7%，提高 14.1 個百分點;食品制造業(yè)增長 17.2%，提高 0.5 個百分點;農副食品加工業(yè)增長 13.4%，提高 4.1 個百分點。

2.2.2 主要行業(yè)開工率整體來看，春節(jié)以后，隨著宏觀經濟形勢回暖和一系列政策效應的釋放，全省主要用電行業(yè)復產增產勢頭良好，主要行業(yè)開工率持續(xù)上揚，上半年全省主要用電行業(yè)平均開工率 51.7%，同比增長 7.7 個百分點。

圖 2.5 云南主要用電行業(yè)歷年開工率統(tǒng)計

分行業(yè)來看，上半年，一系列供給側改革政策的發(fā)布不斷推高鋁價，省內電解鋁企業(yè)在客觀利潤的刺激下，開工積極性高漲，行業(yè)開工率達到 90%。鋼鐵行業(yè)受國家去產能政策、國內大量基礎設施建設項目獲批的雙重利好影響下，年后開始鋼材價格持續(xù)上漲，鋼鐵行業(yè)開工率也持續(xù)走高，達到 60%，為近三年來同期最高水平。水泥行業(yè)受全省固定資產投資持續(xù)增長帶動，春節(jié)后開工率持續(xù)攀升，4 月份開工率達到 68%，為近三年同期最高。黃磷行業(yè)雖然受上半年原料成本上漲影響，但在電力市場化改革紅利持續(xù)釋放下，今年以來開工率仍整體好于去年，最高開工率達到了 50%。鐵合金、化肥行業(yè)自 2015年以來受下游產品價格持續(xù)疲軟的影響，鐵合金、化肥行業(yè)開工率一直保持低位運行。其他行業(yè)受電力市場改革紅利釋放的帶動，開工率普遍好于去年。

表 2.5 2017 年 6 月全省主要用電行業(yè)開工率

2.2.3 省內用電情況

2017 年上半年，全省全社會用電量 678.93 億千瓦時，同比增長8.53%，其中：第一產業(yè)用電量 7.82 億千瓦時，同比增長 10.15%;第二產業(yè)用電量 481.25 億千瓦時，同比增長 8.82%;第三產業(yè)用電量88.91 億千瓦時，同比增長 12.34%;城鄉(xiāng)居民生活用電量 100.94 億千瓦時，同比增長 3.09%。

2.2.4 西電東送情況

為貫徹落實國務院領導考察云南講話精神，按照國家 2017 年國家重點水電跨省區(qū)消納工作方案，南方電網及時制定了《促進云南水電消納 20 條舉措》。受益于一系列促進水電消納措施的出臺，2017年上半年，云南西電東送電量大幅增加，累計送電量(含溪洛渡)

488.86 億千瓦時，同比增長 37.70%。其中，云南電網送廣東 353.87億千瓦時，同比增長 29.89%;云南電網送廣西 52.77 億千瓦時，同比增長 173.48%;溪洛渡送廣東 82.23 億千瓦時，同比增長 8.91%。

表 2.6 2017 年上半年西電東送完成情況

單位：億千瓦時

圖 2.6 2017 年上半年西電東送與年度計劃對比情況

2.2.5 境外售電情況

2017 年上半年，云南電網累計送境外電量 11.90 億千瓦時，同比減少 12.01%。其中，送越南 10.98 億千瓦時，同比減少 4.19%;送老撾 0.33 億千瓦時，同比減少 50.61%;送緬甸 0.58 億千瓦時，同比減少 58.08%。

圖 2.7 2017 年上半購售電統(tǒng)計表

三、上半年電力市場運行情況

3.1 市場準入情況

2017 年，云南電力市場發(fā)電計劃放開程度在去年的基礎上進一步擴大，2004 年以后投產經 110 千伏及以上電壓等級并網的省調平衡電廠全部納入電力市場化交易，在經過三年的發(fā)展和完善后，云南電力市場首次將風電、光伏納入交易。截至 2017 年 6 月底，云南電

力市場共 5191 家市場主體完成市場準入。電廠方面，共 349 家電廠完成市場準入，合計裝機容量 6511 萬千瓦，其中，水電 135 家，風電 148 家，光伏 55 家，火電 11 家，市場化電廠較去年年底增加 290家，裝機容量增加 1940 萬千瓦，全部為清潔能源電廠。用戶方面，共 4792 家電力用戶完成市場準入，較去年年底增加 944 戶。售電公司方面，自 2017 年 1 月 18 日《云南省售電側改革實施方案》正式印發(fā)后，共 50 家售電公司完成市場準入并開始參與市場交易，有 3 家售電公司正在公示。

圖 3.1 2017 年 6 月底云南電力市場電廠注冊情況

3.2 交易組織情況

2017 年上半年，昆明電力交易中心按照省工業(yè)和信息化委、省發(fā)展改革委、省能源局聯合下發(fā)的《關于印發(fā) 2017 年云南電力市場化交易實施方案的通知》(云工信電力〔2017〕97 號)(下稱《方案》)，組織開展了年度、月度、日前電力市場化交易 259 場次，內容覆蓋省內、外送交易，事前、事后交易，品種包含年度雙邊協(xié)商交易、月度雙邊協(xié)商交易、集中撮合交易、自主掛牌交易、增量掛牌交易、臨時掛牌交易、西電東送框架協(xié)議內電量分配、日前電量交易及合約轉讓交易等。

3.2.1 整體情況

2017 年上半年，除部分電量較小、對電價不敏感的小微用戶自主選擇暫不參與交易外(電量僅占全部大工業(yè)電量的 10%)，其他用戶均參與了電力市場化交易，上半年共成交電量 322.37 億千瓦時，同比增長 23.57%，占全省大工業(yè)用電量的 92.36%，同比增長 8.46 個百分點，占全部用電量的 56.13%，同比增長 5.68 個百分點。

表 3.1 2017 年上半年云南省內市場化交易電量統(tǒng)計表

單位：億千瓦時

圖 3.2 2017 年上半年云南電力市場化交易電量統(tǒng)計情況

受益于市場結構和市場體系的更趨完善，再加上上半年西電東送大幅增送有力緩解了供需矛盾，2017 年上半年云南電力市場化交易成交價格整體平穩(wěn)，售方平均成交價每千瓦時 0.214 元。在 1 至 4 月的枯期，售方平均成交價在每千瓦時 0.222 元左右;進入 5 月，部分水電廠入庫流量持續(xù)增大，電力供應能力有所增強，全月售方平均成交價每千瓦時 0.213 元;進入 6 月，隨著汛期的到來，水電發(fā)電能力大幅增加，部分調節(jié)能力差的電廠棄水壓力增大，市場價格環(huán)比繼續(xù)下降，全月售方平均成交價每千瓦時 0.186 元。

    表 3.2 2017 年上半年云南省內市場化交易電價統(tǒng)計表

單位：元/千瓦時

3.2.2 年度雙邊交易情況

2017年全年，共有 164戶用戶與 65家電廠簽訂了年度雙邊合同，涉及合同 298 份，合計初始成交電量 204.8 億千瓦時，預計占全年市場化累計成交電量(657 億千瓦時)的 31.17%，較去年全年提高約10 個百分點，電廠側初始平均成交價格每千瓦時 0.17344 元。其中，上半年初始成交電量 110.75 億千瓦時，占全部年度雙邊交易成交電量的 54.08%，占上半年全部市場化成交電量的 34.35%，電廠側初始平均成交價每千瓦時 0.19042 元。

根據《方案》，所有的年度雙邊初始成交電量必須在每月交割之前通過調度機構安全復核后才能執(zhí)行。受部分電廠來水達不到預期等因素影響，2017 年上半年通過安全復核的年度雙邊合同電量 109.41億千瓦時，較初始成交電量減少 1.31 億千瓦時。在年初，由于供需雙方對汛期市場走勢的判斷分歧較大，難以達成成交意向，因此 6 月份的年度雙邊交易成交電量只有 8.46 億千瓦時，僅占當月市場化成交電量的 13.96%。

表 3.3 2017 年上半年年度雙邊交易最終成交量與市場化成交量對比

單位：億千瓦時

圖 3.4 2017 年上半年年度雙邊交易成交電量與市場化成交電量情況

根據《方案》，年度雙邊合同成交電價在分月電量交割之前可自行協(xié)商修改，部分市場主體通常在簽訂年度雙邊合同時共同約定以月

度集中撮合交易平均成交價作為參考，上下浮動一定的比例作為最終的成交價。2017 年上半年，年度雙邊合同電廠側初始平均成交價每千瓦時 0.19042 元，最終平均成交價每千瓦時 0.19111 元，每千瓦時較初始成交價上漲 0.00069 元，每千瓦時較月度市場平均成交價低0.023 元。

表 3.4 2017 年上半年雙邊交易成交電價與市場化成交電價對比

單位：元/千瓦時

圖 3.5 2017 年上半年年度雙邊交易成交電價情況

3.2.3 月度交易情況

2017 年上半年，昆明電力交易中心按照《方案》，按月組織開展了月度雙邊協(xié)商交易、西電東送框架協(xié)議內電量分配、月度集中撮合交易、掛牌交易、合約轉讓交易以及月度預招標。

3.2.3.1 西電東送框架協(xié)議內交易

根據《方案》，云南電網西電東送框架協(xié)議內電量在平衡優(yōu)先發(fā)電量后，剩余電量作為計劃性電量，并按照《云南省工業(yè)和信息化委關于下發(fā) 2017 年云南電網優(yōu)先發(fā)用電計劃的通知》(云工信電力〔2017〕27 號)明確的具體原則，分配給西電東送送電主通道上 500

千伏電壓等級接入的水電廠。2017 年上半年，共安排云南電網西電東送框架協(xié)議內電量 300.2 億千瓦時，其中送廣東 252.8 億千瓦時，送廣西 47.4 億千瓦時，在平衡優(yōu)先發(fā)電計劃 138.14 億千瓦時后，共分配協(xié)議內電量 162.06 億千瓦時，平均成交價每千瓦時 0.23535元，其中送廣東 135.04 億千瓦時，平均成交價每千瓦時 0.25278 元，送廣西 27.02 億千瓦時，平均成交價每千瓦時 0.14233 元。

表 3.5 2017 年上半年西電東送框架協(xié)議內電量分配情況

單位：億千瓦時

3.2.3.2 月度雙邊協(xié)商交易

2017 年，云南電力市場在全國范圍內率先開展月度雙邊協(xié)商交易，作為對年度雙邊協(xié)商交易的補充，為市場主體提供了更為靈活的交易機制，市場主體可以通過自主協(xié)商的方式提前鎖定成交電量、電

價，并且還可以在電量交割前共同協(xié)商修改成交電價。2017 年上半年，共有 570 戶電力用戶與 131 家電廠簽訂了月度雙邊協(xié)商交易，涉及合同 2430 份，初始協(xié)商電量 52.21 億千瓦時，經過安全校核后，最終成交電量 50.27 億千瓦時，發(fā)電側平均成交價每千瓦時 0.21672元。

表 3.6 2017 年上半年月度雙邊協(xié)商交易成交電量對比

單位：億千瓦時

圖 3.6 2017 年上半年月度雙邊協(xié)商交易成交電量對比

月度雙邊協(xié)商交易通過實行“基準價格+浮動機制”的價格調整機制，為市場主體提供了一種科學的價格避險手段，促進市場主體在集中市場開啟之前盡可能多成交電量，在防范市場風險的同時不斷提高市場的資源配置效率。2017 年上半年，通過調度機構安全校核的2430 份合同中，市場主體對 696 份合同的成交電價進行了修改，占總合同數目的 28.64%，有力促成成交電量 16.96 億千瓦時，占全部月度雙邊協(xié)商成交電量的 33.73%。上半年，月度雙邊協(xié)商交易發(fā)電側最終平均成交價每千瓦時 0.21697 元，較初始成交價每千瓦時 0.2167元提高了 0.00027 元。

表 3.7 2017 年上半年月度雙邊協(xié)商交易成交電價對比

單位：元/千瓦時

圖 3.7 2017 年上半年月度雙邊協(xié)商交易成交電價對比

3.2.3.3 月度集中撮合交易

2017 年上半年，昆明電力交易中心按月組織開展了集中撮合交易，共有逾 3200 戶用戶參與申報，累計申報電量 131.55 億千瓦時；售方累計申報電量 350.38 億千瓦時；上半年集中撮合交易累計成交電量 67.83 億千瓦時，占省內市場化成交電量的 21.04%。

與去年所不同的是，隨著市場規(guī)則的不斷完善和市場主體市場意識的不斷增強，選擇通過中長期交易來參與市場的市場主體越來越多，集中撮合交易成交電量占月度市場成交電量比例較去年同期有所下降，最高占月度市場成交電量的 53.54%，最低占月度市場成交電量的 13.34%，較去年同期分別下降 38.81 和 44.68 個百分點。 

表 3.8 2017 年上半年集中撮合交易成交量與市場化成交量對比

單位：億千瓦時

圖 3.8 2017 年上半年集中撮合交易成交量與市場化成交量對比

雖然月度集中撮合交易市場占比明顯下降，但是月度集中撮合交易作為發(fā)現市場價格信號的作用進一步突顯，其平均成交價與月度市場化交易平均成交價走勢高度一致，主要體現在：(1)雙邊交易中，集中撮合成交電量 市場化成交電量 集中撮合交易電量占比很多市場主體以集中撮合交易平均成交價為“標桿”，按照約定的浮動機制來確定雙邊交易電量的最終成交價;(2)自主掛牌交易中，市場主體通常將集中撮合交易平均成交價作為摘牌的“底線”;(3)售電公司的價格保底服務模式中，通常將用戶成交價低于集中撮合交易平均成交價作為收費的前提條件;(4)在偏差處理機制中，將售方集中撮合交易平均成交價作為上調服務價格的上限。2017 年上半年，月度集中撮合交易售方平均成交價每千瓦時 0.23569 元，在枯平期的 1 至 5 月價格比較平穩(wěn)，6 月份集中撮合交易平均成交價環(huán)比有所下降，為每千瓦時 0.20916 元。

表 3.9 2017 年集中撮合交易平均成交價格與市場化交易平均成交價格對比

單位：元/千瓦時

撮合交易平均成交價格 市場化交易平均成交價格

3.2.3.4 自主掛牌交易

2017 年 2 月，云南電力市場開始引入發(fā)用電側雙向自主掛牌交易品種，主要考慮從加強市場引導和優(yōu)化機制兩個方面入手，鼓勵掛牌方、摘牌方在價格接受范圍內盡可能多申報掛牌、摘牌電量，通過引導供需雙方充分競爭，實現成交量價的有機配合，從而解決單向掛牌交易機制中存在的局部市場過分競爭，另一部分市場競爭不充分的問題。其主要設計思路如下：(1)引入信息公示步驟，用電企業(yè)公示需求電量和期望電價，發(fā)電企業(yè)公示滿足發(fā)電能力約束的可供電量和期望電價，準確展示市場的供需形勢和價格訴求。

(2)采用連續(xù)交易的模式，依次組織電廠掛牌用戶摘牌、用戶掛牌電廠摘牌交易，利用供需雙方的市場博弈，促使雙方不斷調整報價策略，努力縮小雙方價格訴求的差距，提高市場總成交電量。(3)優(yōu)化摘牌規(guī)則，取消總摘牌電量上限約束，將摘牌方公示電量和掛牌方掛牌電量的較小值作為單次摘牌電量的上限，鼓勵摘牌方在價格范圍內對全部掛牌電量進行摘牌。(4)優(yōu)化出清規(guī)則，將供需雙方的公示電量作為自身在整個掛牌交易市場成交電量的上限，用戶摘牌階段按照價格由低到高的方式出清，電廠摘牌階段按照價格由高到低的方式出清，摘牌方總成交電量達到公示電量后不再參與后續(xù)成交。

2017 年上半年，自主掛牌交易市場用戶公示電量 78.86 億千瓦時，最終成交電量 37.47 億千瓦時，占總成交電量的 11.62%，市場成交率 47.52%，發(fā)電側平均成交價每千瓦時 0.23573 元。

表 3.10 2017 年上半年自主掛牌交易成交量與市場化成交量對比

單位：億千瓦時

圖 3.10 2017 年上半年自主掛牌交易成交量與市場化成交量對比

從成交電價來看，自主掛牌交易具有以下特點：(1)信息公示階段，購售雙方都希望能把對自己更有利的價格信號傳遞給對方，售方公示均價要比購方公示均價每千瓦時高 5 至 7 分錢，能夠形成價差的電量很少;(2)在具體的掛牌和摘牌階段，市場主體會根據集中撮合平均成交價理性調整報價策略，兩個交易階段的平均成交價與集中撮合平均成交價相差不大；（3）由于用戶掛牌、電廠摘牌是本交易品種的最后一輪交易，考慮到市場整體供大于求的供需形勢，電力用戶通常會在電廠掛牌、用戶摘牌平均成交價以下一點進行掛牌，電廠迫于成交壓力往往會對小幅低于電廠掛牌、用戶摘牌平均成交價的掛牌電量進行摘牌，因此，用戶掛牌、電廠摘牌平均成交價都是要略低于電廠掛牌、用戶摘牌平均成交價。

表 3.11 2017 年上半年自主掛牌交易成交價格與市場化成交價格對比

單位：元/千瓦時

圖 3.11 2017 年上半年自主掛牌交易成交價格與市場化成交價格對比

3.2.3.5 其它掛牌交易

2017 年上半年，除自主掛牌交易外，昆明電力交易中心還組織售方公示均價 電廠掛牌、用戶摘牌成交價格用戶掛牌、電廠摘牌成交價格 集中撮合交易成交價格購方公示均價 自主掛牌交易成交價格了撮合未成交掛牌交易、增量掛牌交易和臨時掛牌交易，受交易規(guī)則與市場不確定性影響，不同種類的掛牌交易并未按月開展，故將三種掛牌交易合并為其它掛牌交易，一并分析。2017 年上半年，其它掛牌交易累計組織掛牌電量 67.35 億千瓦時，成交電量 39.49 億千瓦時，市場成交率 58.64%，平均成交價格每千瓦時 0.20292 元。從交易電量分布來看，撮合未成交掛牌交易只在 1 月份開展，增量掛牌交易自4 月份開始開展，臨時掛牌交易共成交電量 37.58 億千瓦時，占其它掛牌交易成交電量的 95.16%，發(fā)電側平均成交價每千瓦時 0.20187元，成交電量主要集中在枯汛轉換的 5、6 月份，有效穩(wěn)定了用電需求，實現電力市場由枯期向汛期的平穩(wěn)過渡。

表 3.12 2017 年上半年其它掛牌交易成交量與市場化成交量對比

單位：億千瓦時

表 3.13 2017 年上半年其它掛牌交易成交價格與市場化成交價格對比

單位：元/千瓦時

圖 3.13 2017 年上半年其它掛牌交易成交電價與市場化成交電價對比

3.2.3.6 月度預招標

2017 年上半年，月度集中市場交易組織完成后，昆明電力交易中心按月組織開展了月度預招標，售電企業(yè)共參與申報 836 次，申報價格不高于當月集中撮合交易電廠側與平均成交價，月度預招標價格作為上調服務的結算依據，亦作為調度安排超發(fā)的依據之一。

總體來看，月度預招標電廠報價隨發(fā)電意愿的變化而變化，枯平期價格高，電廠普遍增發(fā)能力不足，大部分電廠選擇申報較高的價格以獲得較高收益;隨著汛期的逐步來臨，電廠發(fā)電能力充足，“以量換價”意愿強烈，希望通過降低預招標價格獲得更多的發(fā)電空間。

3.14 2017 年上半年上調服務月度預招標申報情況

單位：元/千瓦時

圖 3.14 2017 年上半年上調服務月度預招標申報情況

圖 3.15 2017 年上半年上調服務月度預招標價格情況

3.2.4 日前電量交易

2017 年上半年，昆明電力交易中心按日組織開展了日前電量交易，共有 391 戶用戶具備日前電量交易資格，累計申報電量 25.98 億千瓦時，累計成交電量 17.9 億千瓦時，占用戶累計申報電量的 68.9%。電量方面，2017 年的日前電量交易規(guī)則中進一步強化了“日考

核”規(guī)則，杜絕了電力用戶將多日用電量一次性申報的現象，有效規(guī)范和約束了市場主體的市場行為，在電費考核的壓力下，市場主體有動力將偏差電量分解到每一個日前電量交易市場上去處理，市場活躍程度顯著增強。2017 年上半年，購售雙方日前電量交易申報 14242條次，較去年同期的 6087 條次增加 8155 條次，同比增加 133.97%，上半年日前電量交易累計成交電量 17.9 億千瓦時，占省內市場化成交電量的 5.55%，較去年同期下降 2 個百分點。從分月成交情況來看，春節(jié)以后，隨著用電市場的逐步復蘇和企穩(wěn)，一季度日前電量交易市場較為平穩(wěn)，每月成交電量在 3 億千瓦時左右;4 月份，在月度市場成交規(guī)模較大和電力用戶進入檢修高峰期的雙重因素影響下，日前電量交易成交電量有所下滑，最終成交 2.18億千瓦時;進入枯汛轉換的 5、6 月，購售雙方的市場博弈程度進一步加深，月度集中市場波動較大，對日前電量交易市場也產生了一定影響，在 5 月日前電量交易成交 4.49 億千瓦時沖頂后，又下滑至 6月份的 1.32 億千瓦時。

表 3.15 2017 年上半年日前電量交易成交量與市場化成交量對比

單位：億千瓦時

圖 3.16 2017 年上半年日前電量交易成交量與市場化成交量對比從每日成交情況來看，由于生產規(guī)模的不確定性，用戶月初日前電量交易申報電量、成交電量較低，隨著時間推移，日前電量交易市場日趨活躍，通常于月末達到頂峰。2017 年上半年，用戶最高申報

電量與成交電量均發(fā)生在 5 月 31 日，當日用戶申報電量 5044.7 萬千瓦時，成交電量 4971.5 萬千瓦時。2017 年上半年日前電量交易用戶申報電量、成交電量曲線如下圖所示。

圖 3.17 2017 年上半年日前電量交易申報電量、成交電量對比

價格方面，日前電量交易作為對年度、月度各交易品種的補充，成交價格變化趨勢與集中撮合交易和月度平均成交價變化趨勢一致。

表 3.16 2017 年上半年日前電量交易平均價格與市場化交易平均價格對比

單位：元/千瓦時

圖 3.18 2016 年日前電量交易平均價格與集中撮合交易、月平均成交價對比

圖 3.19 2016 年日前電量交易平均價格與集中撮合交易、月平均成交價對比

3.2.5 售電公司交易情況2017 年 1 月 18 日，《云南省售電側改革實施方案》正式印發(fā)后，昆明電力交易中心快速響應、優(yōu)質服務，全力支持培育售電公司，于1 月 19 日啟動售電公司“一注冊、一承諾、一公示、三備案”程序，同時開發(fā)完善電力交易系統(tǒng)相關功能模塊，確保售電公司盡快完成準入程序參與交易。第一批 10 家售電公司于 2 月 19 日完成準入程序，并與 433 家電力用戶完成委托服務授權，開始參與日前電量交易。2017 年上半年，共 50 家售電公司完成市場準入程序，繳納了保證金的售電公司共有 22 家，共完成電力用戶委托服務授權 2055 戶，售電公司每月成交電量穩(wěn)步上升，特別是自 5 月云南慧能售電股份有限公司開始為冶金集團旗下電力用戶提供交易服務以來，售電公司當月成交電量達到 28.05 億千瓦時，6 月份售電公司成交電量達到 30.7億千瓦時，市場占比首次過半，達到了 53.81%。

表 3.17 2017 年上半年售電公司成交量與市場化成交量對比

單位：億千瓦時

圖 3.20 2017 年上半年售電公司成交量與市場化成交量對比

成交電價方面，經過三年培育，云南電力市場中電力用戶的市場意識、市場能力較為成熟，交易規(guī)則中不對用戶電量設置門檻，符合準入條件的用戶不論電量大小均可自主參與交易，這就促使售電公司必須提供更加優(yōu)質的服務才能有效吸引用戶，從實際交易情況來看，上半年售電公司平均成交價較市場平均價每千瓦時低 1.7 分，售電公司在確保申報電量成交的前提下，能夠較為準確地把握了市場走勢，體現出了較高的專業(yè)水平。

表 3.18 2017 年上半年售電公司成交電價與市場化成交電價對比

單位：元/千瓦時

圖 3.21 2017 年上半年售電公司成交電價與市場化成交電價對比

四、推動市場平穩(wěn)有序運行所開展的主要工作

4.1 加強自身能力建設，服務電力市場發(fā)展

4.1 加強自身能力建設，服務電力市場發(fā)展

不斷強化電力交易機構自身能力建設，推動各項業(yè)務協(xié)調發(fā)展，為市場主體提供規(guī)范、可靠、高效、優(yōu)質的電力交易服務，努力構建公平公正、有效競爭的市場格局。市場機制設計方面，構建多周期、多品種的交易體系，在全國首次引入月度雙邊協(xié)商、年度雙邊合同互保等交易品種，積極引導市場主體按“基準價格+浮動機制”簽訂中長期雙邊合同，引入售電公司打包參與交易，充分滿足市場主體多樣化的交易需求。市場交易方面，根據政府批準的交易規(guī)則組織日常電力交易，深入州市及重點企業(yè)開展交易規(guī)則培訓解讀，走訪調研典型發(fā)用電企業(yè)，通過微信公眾號、門戶網站、交易系統(tǒng)等途徑做好信息公開。交易結算方面，強化交易結算信息化，大力做好結算系統(tǒng)與電網營銷管理系統(tǒng)、計量系統(tǒng)的數據交互，持續(xù)完善系統(tǒng)結算、分析、統(tǒng)計等核心功能，實現了市場化結算業(yè)務與電網營銷業(yè)務全閉環(huán)管理，電費結算準確率得到有效提升，結算周期大大降低。技術支持系統(tǒng)方面，全面建成基于“互聯網+”的電力交易系統(tǒng)，在實現與電網企業(yè)調度、營銷等內部專業(yè)系統(tǒng)互聯互通的基礎上，進一步實現了與銀行、稅務等外部系統(tǒng)接口的互聯互通，有效滿足了保證金支付、市場主體線上注冊、售電公司委托代理等業(yè)務需求，系統(tǒng)消缺率及可用率達100%，有力支撐了全省電力交易業(yè)務的順利開展。 

4.2 加強溝通協(xié)調，促進汛前水位消落

為充分拉騰小灣、糯扎渡兩個主力水庫庫容，提前為汛期水電消納做好準備，積極協(xié)調政府相關部門、廣州電力交易中心等，通過發(fā)揮南方電網大平臺優(yōu)勢，采用“計劃+市場”模式，上半年云南西電東送電量大幅增加 148.21 億千瓦時，有力保障了汛前小灣、糯扎渡

電站水庫水位消落目標。入汛前，全網水電共騰出 236 億立方米有效庫容，小灣、糯扎渡電站水庫水位分別消落至 1170 米和 770 米附近，均低于年度計劃水位，為汛期減少棄水促進清潔能源消納打下了堅實基礎。

4.3 配合做好西電東送清算工作，維護市場主體利益2017 年上半年，云南西電東送電量增加 148.21 億千瓦時，但通過電力交易平臺進行交易的電量只有 115.1 萬千瓦時。針對沒有通過市場機制形成的西電東送增送電量，昆明電力交易中心積極配合做好發(fā)電企業(yè)超發(fā)電量的預結算工作，通過采取先按各月集中撮合交易平均成交價結算超發(fā)電量，事后再進行清算的辦法，確保發(fā)電企業(yè)上網電費及時結算，有效緩解發(fā)電企業(yè)生產經營壓力。與此同時，加強與廣州電力交易中心的溝通協(xié)調，積極配合做好西電東送增送電量清算方案編制，并在增送電價上積極爭取主動，全力維護發(fā)電企業(yè)利益。

4.4 加強市場培育引導，確保市場運行平穩(wěn)有序

加強市場培育引導，印發(fā)《昆明電力交易中心電力交易業(yè)務指南與流程》，進一步明確和細化交易組織流程，為市場主體提供更加優(yōu)質的電力交易服務。上半年，根據發(fā)電企業(yè)和電力用戶雙方的自主申請，組織開展臨時掛牌交易 19 次，促進供需雙方在價格接受范圍內成交電量 37.67億千瓦時，其中在枯汛交替的 5、6月共成交電量 25.99

億千瓦時，占臨時掛牌交易成交電量的 68.99%，占月成交電量的22.25%，有效減少市場主體電量偏差，穩(wěn)定了用電需求，實現云南電力市場由枯期向汛期的平穩(wěn)過渡。

4.5 推動雙邊合同互保交易，健全市場風險防控機制

根據《電力中長期交易基本規(guī)則(試行)》，結合云南電力市場實際，及時明確年度雙邊合同互保的交易規(guī)則和組織方式，允許在發(fā)電企業(yè)之間以及電力用戶之間簽訂互保協(xié)議，并同步發(fā)布了互保協(xié)議建議文本，標志著《電力中長期交易基本規(guī)則(試行)》中提出的互保交易模式在全國首次落地實施，為市場主體提供了更為豐富的風險防控和對沖手段。2017 年 6 月 20 日，昆明電力交易中心成功組織全國首次年度雙邊合同互保交易，共計申請互保電量 3965 萬千瓦時，經安全校核后，8 家用戶成交互保電量 2437 萬千瓦時。

4.6 開展售電公司信用評價，有效規(guī)范市場秩序在全國范圍率先啟動售電公司信用評價體系建設，建立黑名單和負面準入制度，即基于信用評價，懲戒售電公司違規(guī)參與市場行為，建立與信用等級相掛鉤的售電公司保證金制度，鼓勵售電公司積極為市場做出貢獻、規(guī)范開展業(yè)務，通過信用等級的不斷提高，減少保證金資金沉淀，降低企業(yè)經營成本。通過暫停交易資格、調整相應售電公司信用等級等方式，引導售電公司健康成長，在培育市場的同時，也為用戶進行選擇提供了有效參考，有效規(guī)范了市場秩序。

五、2017 年下半年市場形勢預測

5.1 2017 年下半年供需形勢分析

5.1.1 用電需求分析

省內市場方面，為確保我省經濟平穩(wěn)回升，省政府出臺了進一步促進全省經濟持續(xù)平穩(wěn)發(fā)展 22 條措施，并持續(xù)開展督導工作。昆明

電力交易中心根據市場運行情況，持續(xù)優(yōu)化電力市場化交易組織工作，為企業(yè)提供更為豐富、靈活的交易服務，以進一步發(fā)揮我省水電富集的優(yōu)勢，持續(xù)合理降低企業(yè)用電成本。下半年云南省內用電市場將保持平穩(wěn)較快增長，預計 7-12 月份省調平衡口徑發(fā)電側省內用電量 527億千瓦時。省外市場方面，依據南方電網公司下達的 2017 年西電東送計劃，7-12 月份云南西電東送電量 631.6 億千瓦時。國外市場方面，預計 7-12 月份送越南、老撾、緬甸電量 3.5 億千瓦時。綜上所述，預計 7-12 月份省調平衡口徑發(fā)電側用電需求 1162 億千瓦時左右。

5.1.2 供應能力分析

水電方面，預計下半年瀾滄江干流偏豐 4%左右，金沙江干流偏豐 5%左右，其他流域偏枯 0-6 成左右。10 月末、年末小灣電站庫水位分別按 1240 米、1225 米附近考慮，糯扎渡電站庫水位分別按 812米、807 米附近考慮情況下，下半年納入省調平衡水電預計可發(fā)電量1467 億千瓦時左右?；痣姺矫妫瑑H考慮涉及保障電網安全、供熱供氣、老區(qū)政策性電量、機組備用狀態(tài)確認啟停電量的情況下，統(tǒng)調火電預計可發(fā)電量 86 億千瓦時左右。新能源方面，結合裝機容量、年度投產計劃等，預計可發(fā)電量 77 億千瓦時左右。綜上所述，預計 7-12 月份納入省調平衡電源可發(fā)電量 1629 億千瓦時左右。

5.1.3 電力電量平衡分析

小灣、糯扎渡以及各流域龍頭水庫、調節(jié)性能較好的水庫最大限

度參與調節(jié)，火電僅考慮接納涉及安全、供熱、供氣、備用能力確認對應電量以及政策性電量，預計下半年系統(tǒng)富余電量 467 億千瓦時。若用電需求未能達到預期或發(fā)電能力大于預期，富余電量有可能進一步增加。

5.2 全年用電需求預測分析

省內用電需求方面。在省政府高度重視省內經濟增長的形勢下，督導小組將繼續(xù)做好企業(yè)復產增產工作，預計今年省內用電需求好于去年同期，預計云南電網全年省內售電量為 1166 億千瓦時，同比增長 6.33%，其中大工業(yè)用電增長 7.33%，預計全年主要行業(yè)用電除了鋼鐵行業(yè)負增長外，其他行業(yè)均呈正增長，其中增量明顯的主要行業(yè)有電解鋁行業(yè)，預計年用電量 207.3 億千瓦時，同比增長 13.2%，主要是東源鋁廠一期停產的 246 個電解槽預計 8 月 10 日全部恢復生產，預計電解鋁開工率將從目前的 89%上升到 93%。西電東送電量方面。按照南方電網公司下發(fā)的“水電消納 20 條措施”力爭云南省全年西電東送電量達 1204 億千瓦時，同比增長9.41%，其中云南電網送廣東電量 842 億千瓦時，同比增長 11.7%，送廣西電量 142 億千瓦時，同比增長 41.8%，溪洛渡送廣東 220 億千

瓦時，同比減少 10.8%。境外送電量方面。預計下半年越方僅在 11、12 月有下網需求，

預計全年境外送電量 15 億千瓦時，同比減少 13.5%，其中送越南 13.9億千瓦時，同比減少 5.6%，送老撾 0.62 億千瓦時，送緬甸 0.47 億千瓦時。

綜上所述，云南電網 2017 年預計完成售電量 2165 億千瓦時，同比增長 10%。

5.3 全年省內電力市場化交易情況預測

綜合上半年電力市場化交易情況和下半年全省主要行業(yè)開工率測算情況，預計 2017 年省內電力市場化交易成交電量 657 億千瓦時，其中，上半年成交 322.37 億千瓦時，下半年省內市場化電量預計在334.63 億千瓦時左右，其中 7 月已成交 58.1 億千瓦時，8 至 12 月年度雙邊協(xié)商交易初步成交電量 81.44 億千瓦時，下半年累計初步成交電量 139.54 億千瓦時，剩余省內市場化電量約 195.09 億千瓦時左右。