电力市场化交易实施方案培训资料

电力市场化交易实施方案培训资料(可以直接使用，可编辑有用优质文档，欢送下载〕年云南电力市场化交易实施方案为贯彻落实《国务院关于进一步深化电力体〔中发〔〕9号〕及其配套文件的有关〔云发〔〕10号，在年云南电力市场化交易实施方案的根底上，结合云南电力系统运行实际，进一步完善市场构造和市场体系，特制定本方案。本方案适用于云南省内全部发电企业、供电企业、用电企业及售电企业。省外及境外发电企业、售电企业、电力用户在具备条件时，依据本方案参与交易。本方案分为四个局部：交易主体、市场交易、结算、其他事项。一、交易主体〔一〕售电主体售电主体为并入云南电网运行的全部电厂，分为优先电厂和市场化电厂。/县调调度的并网运行公用中小水电2023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2023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。投电厂按上述原则划分电厂类别。优先电厂称为非竞争性售电主体，暂不参与市场化交易，市场化电厂称为竞争性售电主体，按本方案参与市场化交易和结算。市场化电厂须在电力交易中心进展注册。售电主体的发电量分为优先发电量和市场化发电量，其中优先发电量含优先电厂的发电量、风电场和光伏电厂保居民电能替代电量、火电厂保障电网安全稳定运行所需电量、火电备用状态确认电量、供气所需电量及其他安排电量〔相应电量按政府有关部门执行、具有年调整力气及以上水库的水电厂调整电量；市场化发电量指市场化电厂优先发电量之外的全部发电量，通过市场化方式进展交易、结算。风电场和光伏电厂的优先发电量依据居民电能替代需光伏电厂全部上网电量为优先电量，枯平期风电、光伏电厂〔风电、光伏电厂分别核算〕的1/4折算的上网电量为优先电量，全年统筹平衡，剩余上网电量参与市场化交易。风电场和光伏电厂的优先发电量结算价格为竞争性售电主体月度集中撮合交易平均成交价，其他电量按市场化方式进展交易结算。本方案中售电主体发电量特指用于结算的上网电量，调试期电量不参与市场化交易。〔二〕购电主体购电主体指云南省内全部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，按本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、公益性效劳行业用户、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。竞争性用户市场准入条件符合国家产业 节能减排要求的全部专变工业用户〔执行大工业电价的电量业参与市场化交易。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，可承受自行申报、供电单位代报、售电公司代理购电等方式参与市场化交易。但凡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，不再执行名目电价；但凡无交易成交记录的用户由电网企业依据相关规定实施保底供电效劳。售电公司代理的用户必需是符合准入条件且在电力交易中心注册的用户，用户一旦选择某个售电公司，全部市场电量通过售电公司购置，三个月内不能进展更改，不能退出市场。电费未按时缴清的用户、保证金和电费未按时缴清的售电公司，不得参与市场交易。二、市场交易云南电力市场遵循“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交易的成交结果一经确认，不得更改。〔一〕数据申报售电主体竞争性售电主体以厂为单位进展申报，售电主体的申报电价为上网侧确实定价格，为含环保电价、含税的价格。假设火电厂有保障电网安全的运行机组，则分为保安全机组和非保安全机组两局部，分别进展申报。购电主体选择自行申报和托付供电单位代报的用户以户号为单位进展申报；选择售电公司代理购电的，售电公司依据其代理用户的用电需求整体申报月度交易，按户号申报日前电量交易。购电主体的申报电价为上网侧确实定价格，即：购电主体申报电价=购电主体意愿电度价格-输配电价-线损电价-=基准价×综合线损率/(1-综合线损率)，双边协商交易按合同商定的上网价格作为线损电价计算基准价，集中撮合、挂牌交易按上月集中撮合交易平均成交价作为线损电价计算基准价。申报数据约束购、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。鼓舞全年增加用电，尤其是汛期多消纳水电。年1—4月以年1—4月用电平均值为基数，超基数用电局部不设最低限价；年5—12月以年5—12月用电平均值为基数，超基数用电局部不设最低限价。各电厂在某交易环节申报电量<=确认的发电力气-已成交电量-优先发电量-协议内西电东送安排电量×保证未安排协议内西电东送电量电厂与安排了协议内西电东送电量电厂公正参与省内电量市场，按月设置折算系数，折算系数=除火电外市场化电厂总发电力气/〔协议内西电东送总安排电量+协议外西电东送估量增送电量+省内市场化电量推想值。火电厂增加申报最小开机电量〔单台机组按最低技术出力运行7天电量。假设火电厂〔除有在运机组及当月打算开机机组外〕累计成交电量低于申报的最小开机电量，则不成交。经省级及以上相关部门或监管机构认定，某交易过程中售电主体或购电主体存在串谋或恶意报价行为并造成严峻后果的，该局部售电主体成交电量按月度集中撮合交易最低价0.9倍结算，该局部购电主体成交电量按上年度统调电厂平均上网结算价格的1.1倍与月度集中撮合交易电厂最高成交价格的1.1倍中的较大值结算。售电公司电量安排售电公司在电力交易中心办理代理用户购电手续时，须将售电公司与用户签订的合同交至电力交易中心备案，并依据双方合同按规定模板在交易平台填写售电公司向用户售电的合约价格等信息。售电公司在月度交易成交结果公布后的第一个工作日内，须将月度各类交易成交电量、成交价格按户号预分给其代理用户并在交易系统中填报。假设未进展预分，则默认为月度成交电量、加权平均成交价格平均安排给代理用户。各售电公司须动态跟踪代理用户用电状况，在用电月结束后的三个工作日内按户号在交易系统中填报各代理用户最终安排的月度成交电量、成交价格，电力交易中心据此对用户进展结算和考核；假设售电公司未填报各用户按户号最终安排的月度成交电量和价格，则按用户各户号实际用电量的比例将售电公司的月度成交电量、加权平均成交价格安排给代理用户，其中代理参与日交易用户的各户号预分成交电量为最终安排的成交电量，不能更改。年度发用电需求推想申报每年12月份，竞争性售电主体和竞争性购电主体须向电力交易中心申报次年各月的发电力气推想和用电需求推想。〔二〕年度〔多年〕交易电力交易中心依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。交易主体竞争性用户，竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂。信息公示满足条件的交易主体可在电力交易平台公示双边交易需求的电量、价格及联系方式等信息，其中电量、价格分月明确。交易主体在交易系统中填报信息即为同意向全部市场主体公开，是否进展信息填报由交易主体自行打算，不影响双边合同签订和备案。合同签订和合同备案购、售电主体协商确定年度〔多年〕分月的交易电量和价格后，由售电主体在交易时间内在交易系统中填报，购电主体在交易时间内进展确认，在交易系统形成初步的年度〔多年〕交易合同。经调度机构安全校核后形成初始成交结果，交易双方依据初始成交结果签订标准的年度〔多年〕交易双边合同，并交由电力交易中心备案。购、售电主体双方签订标准的年度〔多年〕交易双边合同时，不得自行更改经调度机构安全校核后形成的初始成交结果。月度安全复核调度机构在月度集中撮合交易开头前，对电厂年度〔多年〕双边合同的次月电量进展安全复核，并以月度安全复核后的电量作为最终成交结果。电厂双边合同电量不超过按装机等比例原则所安排的电力外送通道平均送电力气。电厂双边合同电量因安全复核被调减时，用户侧按等比例原则调减双边合同电量，电厂与用户应在双边合同中明确依据调度安全校核后的成交电量作为月度双边合同电量执行。双边合同月度确认月度最终一个工作日前，交易主体可对年度〔多年〕双边合同的下月价格进展协商调整，分月电量不行进展调整。分月价风格整流程如下：由售电主体在交易系统填报经协商调整后的价格，购电主体进展确认生效。假设未填报或未经确〔多年交易合同中的分月价格。〔三〕优先电量月度平衡月度交易前，交易机构应会同调度机构对月度优先发电量、优先购电量进展电力电量平衡推想分析。优先发电量=优先电厂的发电量+风电场和光伏电厂保居民电能替代电量+火电厂保障电网安全稳定运行所需电量+火电备用状态确认电量+〔相应电量按政府有关部门执行〕+具有年调整力气及以上水=优先购电用户用电量+符合市场准入条件但未交易的用户用电量。优先发电量大于优先购电量时，偏差局部由框架协议内西电东送电量进展平衡。优先发电量小于优先购电量时，偏差局部由交易中心组织省内优先购电量挂牌交易。〔四〕框架协议内西电东送电量安排平衡优先发电量后，剩余的框架协议内西电东送电量作为打算性电量，依据电力主管部门有关安排安排，电力交易中心按要求执行。电力交易中心依据按框架协议内西电东送电量送出价格扣减输配电价、线损电价对框架协议内西电东送安排电量进展结算。框架协议内西电东送安排电量需进展事后调整。假设框架协议内西电东送电量的实际送电量与打算送电量存在偏差或预安排电量与实际应安排电量存在偏差，则相应对电厂的安排打算进展调整。〔五〕月度交易月度交易承受双边协商、集中撮合、挂牌等方式进展。电力交易中心依次组织省内优先购电量挂牌交易、省内电量市场双边协商交易、省内电量市场集中撮合交易、省内电量市场挂牌交易和框架协议外西电东送电量挂牌交易。省内优先购电量挂牌交易交易主体电网企业统一代理购电；竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂。挂牌、摘牌电力交易中心通过交易平台公布优先购电量的挂牌电量，挂牌电量=优先购电量推想值-优先发电量推想值，挂牌电量小于〔或等于〕零时，取消省内优先购电量的挂牌。挂牌价格暂按中小水电统一上网电价0.235元/千瓦时执行。电厂通过交易平台申报摘牌电量。成交规章当电厂摘牌电量之和大于挂牌电量时，按电厂摘牌电量的比例进展成交；当电厂摘牌电量之和小于〔或等于〕挂牌电量时，电厂摘牌电量全部成交。成交价格电厂成交价格为挂牌价格。省内电量市场双边协商交易交易主体竞争性用户，竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂。申报电力交易中心每月开启次月月度协商交易，在交易时间内售电主体填报电量、价格，购电主体确认，月度最终一个工作日前双方可对价格进展调整。成交、校核电力交易中心将购、售电主体双方填报结果提交调度机构进展安全校核，安全校核后的结果作为最终成交结果。成交价格成交价格为售电主体申报价格。省内电量市场集中撮合交易。交易主体光伏电厂。撮合申报售电主体可承受单段或多段〔3段〕电量申报方式，申报总量不得大于其发电力气。每段电量申报两个意愿价格，第一意愿价格不低于其次意愿价格。购电主体中，直接参与市场化交易的用户申报单段电量，每段电量申报两个意愿价格，第一意愿价格不高于其次意愿价格；售电公司可承受多段〔不超过代理用户数量〕电量申报方式，每段电量申报两个意愿价格，第一意愿价格不高于其次意愿价格。成交规章购、售电主体申报电量首先以双方第一意愿价格撮合成交，剩余电量承受其次意愿价格撮合成交。撮合成交规章如下：＝购电申报价-售电申报价。按价差从大到小的挨次确定成交对象、成交电量、成交价格，价差为负不能成交。价差一样时，按以下原则成交：一个售电主体与多个购电主体价差一样，当售电主体申报电量大于〔或等于〕购电主体申报电量之和时，按购电主体申报电量成交；当售电主体申报电量小于购电主体申报电量之和时，购电主体依据申报电量比例安排售电主体申报电量。一个购电主体与多个售电主体价差一样，当购电主体申报电量大于〔或等于〕售电主体申报电量之和时，按售电主体申报电量成交；当购电主体申报电量小于售电主体申报电量之和时，售电主体依据申报电量比例安排购电主体申报电量。多个购电主体与多个售电主体价差一样，当售电主体申报电量之和大于〔或等于〕购电主体申报电量之和时，售电主体按申报电量比例安排购电主体申报电量；当购电主体申报电量之和大于售电主体申报电量之和时，购电主体按申报电量比例安排售电主体申报电量。成交价格售电成交价=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。省内电量市场挂牌交易月度自主挂牌交易月度自主挂牌交易分为三步进展，第一步是信息公示，其次步是电厂挂牌，用户摘牌；第三步是用户挂牌，电厂摘牌。第一步：在信息公示时间内，有需求的电厂和用户在交易系统上公布单段挂牌电量和挂牌价格。其次步:电厂挂牌，用户摘牌挂牌、摘牌竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂在电力〔上网侧〕,用户申报摘牌电量。成交规章当用户摘牌电量大于电厂挂牌电量时，用户按摘牌电量比例安排电厂挂牌电量；当用户摘牌电量小于或等于电厂挂牌电量时，用户全部电量成交。成交价格用户的成交价格为对应成交电厂的挂牌价格。第三步:用户挂牌，电厂摘牌挂牌、摘牌用户在电力交易平台上申报单段挂牌电量和挂牌价格〔上网侧厂、火电厂申报摘牌电量。成交规章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，假设有电量缺额，再由市场化电厂中的火电进展成交，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。当电厂摘牌电量大于挂牌电量时，电厂按摘牌电量比例安排用户挂牌电量；当电厂摘牌电量小于或等于用户挂牌电量时，电厂全部电量成交。成交价格电厂的成交价格为对应成交用户的挂牌价格。月度增量挂牌交易用户 年1—4月以 年1—4月用电平均值为基数，超基数用电局部可参与增量挂牌交易； 年5—12月以 年5—12交易。增量挂牌交易不设最低限价。临时挂牌交易依据市场需求及 需要适时开展临时挂牌交易。框架协议外西电东送增送电量挂牌交易交易主体由电网企业代理购电，竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂参与。遵循“省内市场优先，外送消纳次之”的原则，参与西电东送增量交易的电厂，需优先满足省内月度电量交易。有拉水压力和弃水风险的电厂参与框架协议外西电东送增送电量挂牌交易。挂牌、摘牌增送电量的挂牌价格在框架协议内西电东送电量价格的根底上进展调整。电力交易中心对框架协议外的增送电量和价格进展挂牌。竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂申报摘牌电量。成交规章统筹考虑对西电东送通道的安全支撑、保障西电东送通道充分利用、以及国家核准文件中明确担当“西电东送”开发任务的水电厂等状况，框架协议外西电东送增送电量挂牌交500kV电压等级并网的市场化水电厂优先成交。500kV电压等级并网的市场化水电厂成交之后，假设有电量缺额，再由其他电厂进展成交。当电厂摘牌电量大于挂牌电量时，电厂按摘牌电量比例安排挂牌电量；当电厂摘牌电量小于挂牌电量时，未成交的增送电量照实际安排了送电，则月度发电完毕后，依据各市场化水电厂、风电场、光伏电厂超发电量等比例对未成交的增送电量进展安排，依据电厂挂牌成交的规章进展结算。成交价格电厂的成交价格为挂牌价格。假设省政府相关部门、广州电力交易中心出台西电东送有关 和交易规章，交易组织方式按规定进展调整。〔六〕日前电量交易日前电量交易是指竞争性售电主体与竞争性用户之间进展次日发用电量交易。现阶段日前电量交易仅在工作日开市〔节假日在前一个工作日进展申报交易。交易主体满足日计量要求的竞争性用户自愿向电力交易中心提出日前电量交易申请，审核通过方可参与。售电公司只能代理有日前电量交易资格的用户参与日前电量交易。竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂和当前已开机运行的火电厂。撮合申报竞争性售电主体按厂、竞争性用户〔包括售电公司代理用户〕按户号申报单段电量和单一价格。竞争性用户次日用电需求超出日前电量交易申报基准值的局部，方可参与日前电量交易。用户日计量数据能够采集时，用户日前增量申报基准值=〔用户月度交易总成交电量〔含年度合同分月电量〕-月度/时采集时，用户日前增量申报基准值=〔用户月度交易总成交电量〔含年度合同分月电量〕/本月天数。其中，售电公司代理用户按月度交易预分成交电量作为用户月度交易总电量的基准值。成交规章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，假设有电量缺额，再由市场化电厂中的火电进展成交，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。撮合成交规章参照月度集中撮合交易执行。成交价格售电成交价=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。〔七〕月度合约转让交易电厂月度上网电量结完月度全部合约电量〔含日交易电量、年度双边合同分月电量、月度双边协商交易电量、月度集中交易电量、各类打算安排电量〕后仍有剩余电量则为超发电量。如因上网电量缺乏，造成月度交易电量未完成，则为少发电量。月度交易执行完毕后，月度合约转让交易在有超发和少发电量的市场化电厂间开展，其中年度、月度双边协商的合约偏差电量不能进展月度合约转让交易。月度合约转让交易依次开展合约协商转让交易、同一发电集团合约转让交易。合约协商转让交易交易规章有超发电量的市场化电厂与少发电量的市场化电厂自愿协商进展合约转让交易，优先转让自身缘由少发电量。成交价格合约协商转让交易的成交价格由交易双方协商确定，买入合约价格等于卖出合约价格。同一发电集团合约转让交易交易规章合约协商转让交易完毕后，对隶属于同一发电集团的少发电量和超发电量进展合约转让交易，优先转让自身缘由少发电量。当集团少发电量小于超发电量时，少发电量全部成交，按超发电量的比例安排各超发电厂的成交电量。当集团少发电量大于等于超发电量时，超发电量全部成交，按少发电量的比例安排各少发电厂的成交电量。成交价格少发电量竞争性售电主体的合约出让成交价格为自身各类月度交易成交电量〔不包含年度、月度双边协商的合约电量〕的加权平均价〔P0，多发电量竞争性售电主体合约承接价格等于合约出让成交价格。〔八〕清洁能源交易机制在保障电网安全、电力供给的前提下，统筹国家关于清洁能源利用以及云南省能源构造特性等，遵循充分利用云南省清洁能源原则执行市场化交易打算。非输电堵塞区域风电场和光伏电厂，在不造成水电厂未按交易打算〔包括市场交易合约电量、优先发电量及其他安排电量〕安排发电产生弃水的状况下其发电量全额收购。输电堵塞区域风电场和光伏电厂的发电量，统筹优先收购同一区域内优先发电量后的剩余通道力气、同一区域内市场化电厂市场化交易电量、风电场和光伏电厂发电力气，遵循公正、充分利用电力外送通道送电力气原则消纳。调度机构在实际调度过程中考虑保障系统安全、优先吸纳清洁能源、削减系统弃水等因素，安排火电厂、有调整能力的水电厂等电厂少发，承受清洁能源交易机制对电厂间的不平衡电量进展转让。清洁能源交易机制主要通过月度平衡机制实现。〔九〕月度平衡机制月度平衡机制包括不平衡电量转让交易和月度上、下调效劳不平衡电量转让交易交易规章月度合约转让交易完毕后，对市场化电厂剩余少发电量〔保障系统安全和平抑负荷波动需要〕和市场化电厂的剩余超发电量进展不平衡电量转让交易〔不包含年度、月度双边协商的合约偏差电量。当少发电量小于超发电量时，按超发电量的比例安排各超发电厂的成交电量。当少发电量大于等于超发电量时，按少发电量的比例安排各少发电厂的成交电量。成交价格少发电量电厂合约出让价格为自身各类电量交易成交电量〔不包含年度、月度双边协商的成交电量〕的加权平均价〔P0〕的90%，多发电量电厂的合约承接价格等于少发电量电厂的合约出让价格。不平衡电量转让交易完毕后，仍有超发或少发电量的电厂，超发电量按上调效劳价格机制结算，少发电量依据调度机构认定的偏差电量性质，按相应的结算价格机制处理。上、下调效劳上调效劳电力交易中心公布月度集中撮合交易中发电侧的最低成交价和平均成交价。电厂申报上调效劳价格，申报价格限定在月度集中撮合交易中发电侧的最低成交价和平均成交价之间，电厂上调服务的申报价格作为调度机构安排发电打算的依据之一。进展事后合约转让交易后仍存在的超发电量，按其上调效劳申报价格结算；未参与上调效劳预招标的电厂，进展事后合约转让交易后仍存在的超发电量，按月度集中撮合交易中发电侧的最低成交价结算。下调效劳电厂少发电量由调度机构进展事后认定，因系统缘由产生的少发电量计入下调效劳，因自身缘由产生的少发电量不计入下调效劳。电厂事后合约转让交易完毕后，剩余下调服务电量依据交易平衡账户资金盈余状况，按月进展补偿，补0.03元/千瓦时。〔十〕月度长期备用市场为支持火电企业长期备用设备维护，开展月度长期备用市场。全年火电补偿总金额初步按20亿元确定，其中大朝山电厂 年共分摊4389万元，按月平均提取；2023年以前投产的110kV及以上电压等级并网不参与市场化的总调调度、省调调度、省地共调水电厂〔除大朝山、漫湾、以礼河电厂〕上网电量依据0.02元/千瓦时分摊，大朝山、漫湾、以礼河电厂作为居民生活电能替代电量的保障型电源，依据云政办发﹝ ﹞73号文件有关规定执行；市场化水电厂、风电场、光伏电厂上网电量〔除调试电量〕按0.01元/千瓦时分摊。三、结算〔一〕总体原则以“按日核算，月结月清”的结算原则开展结算。〔二〕购电主体结算结算原则竞争性购电主体以户号为单位进展电费结算。非竞争性购电主体按名目电价和月度实际用电量进展结算。直接参与交易用户和售电公司代理用户的电费分为电能电费、电能偏差电费、输配电费、线损电费、 加电费。其中，输配电费、线损电费、 及附加电费依据用户实际用电量与政府核定价格标准计算。日前交易电量及偏差电量在用电日完毕后进展结算；月度用电完毕后首先进展年度交易分月电量和月度双边协商电量结算、其次进展月度集中交易电量结算和偏差电量结算。当售电公司代理用户存在少用电量时，用户自身担当少用电量偏差电费的90%，售电公司担当该用户少用电量偏差电费的10%费的100%向用户出具结算依据，电网公司按结算依据向用户收费，用户少用电量偏差电费的10%由售电公司支付给其代理用户。直接参与交易用户的电能电费、电能偏差电费结算步骤日前电量交易电量、偏差电量结算用户次日实际用电量Urd扣减日前电量交易申报基准值后，假设大于日前电量交易成交电量，日前电量交易结算电量即为日前电量交易成交电量，其余用电量计入月度交易用电量。用户次日实际用电量Urd扣减日前电量交易申报基准值后，假设小于日前电量交易成交电量，则日前电量交易结算电量为max〔Urd日前电量交易申报基准值，0}成的日前交易成交电量为日前电量交易成交电量减去日前电量交易结算电量。由于表计缘由导致日用电量数据无法取得时，用户次日实际用电量Urd=月度实际用电量/本月天数，日前电量交易申报基准值=〔用户月度交易总成交电量〔含年度合同分月电量〕/本月天数。Urd扣减申报基准值大于日前交易成交电量，则日前电量交易结算电量为日前电量交易成交电量，否则日前电量交易结算电量为〔Urd-日前电量交易申报基准值，未完成的日前交易成交电量为日前电量交易成交电量减去日前电量交易结算电量。依据日前电量交易各日的实际结算电量和成交价格，计算日前电量交易电量电费；未完成的日前电量交易成交电量超过日前电量交易成交电量3%的局部按0.03元/千瓦时的价格支付偏差电费，3%以内的局部免除偏差电费。年度双边合同分月电量、月度双边协商交易成交电量结算Ur扣减日前增量交易累计结算电量Ud户年度双边合同分月电量、月度双边协商交易成交电量的合〔两者合并简称双边协商合同i个双边协商合同Ugi，合同总量Ug。用户安排给第i个合同的月度交Urti=Urt×Ugi/UgQrti。用户第i个双边协商合同结算电量Ughi=min{Urti，Ugi，Qrti}。Ughi按双边合同约定价格结算。当Ughi≤Urti≤Ugi，Urti-Ughi按上年度统调电厂平均上网结算价格的1.1倍与月度集中撮合交易电厂最高成交价格中的较大值结算；当Ughi≤Ugi≤Urti，Ugi-Ughi按上年度统调电厂平均上网结算价格的1.1倍与月度集中撮合交易电厂最高成交价格中的较大值结算。Ugh=ΣUghi。由于系统安全缘由导致电厂的双边协商成交电量〔年度双边合同分月电量、月度双边协商成交电量〕未完成的局部电量，该局部电量按合同价格对用户进展结算。月度集中交易电量、偏差电量结算用户月度集中交易成交电量包括月度集中撮合交易成交电量、月度挂牌交易成交电量。用户月度集中交易用电量 Urm=max{min{Urt-Ugh，Urt-Ug}，0}Urm大于该用户月度集中交易成交电量Um时，交易实际结算电量为Um按月度成交电量的加权平均价格结算，该用户超用电量为Urm-Um电厂平均上网结算价格的1.2倍与月度集中撮合交易电厂最高成交价格中的较大值结算。当Urm小于或等于该用户月度集中交易成交电量UmUrm按月度成交电量的加权平均价格结算，该用户总少用电量为Um-Urm度交易成交电量3%的局部按0.03元/kWh的价格支付偏差电费，3%以内的局部免除偏差电费。由于电网检修、故障等系统缘由、不行抗力因素以及国家相关 调整导致用户未完成的交易电量免除考核。具体认定范围见偏差电量责任认定章节。售电公司代理用户的电能电费、电能偏差电费结算步骤年度双边合同分月电量、月度双边协商交易成交电量结算与直接参与交易用户全都。日前电量交易〔或月度交易〕实际结算电量确定方法与直接参与交易用户全都，日前交易实际结算电量的结算价格为售电公司代理用户参与日交易成交电量对应成交价格，月度交易实际结算电量的结算价格为售电公司最终安排给代理用户月度成交电量的成交价格。日前电量交易〔或月度交易〕偏差电量及其结算价格确定方法与直接参与交易用户全都，用户自身担当少用电量偏90%。售电公司结算步骤售电公司的偏差电费为代理用户少用电量偏差电费累10%。〔三〕售电主体结算竞争性售电主体结算〔1〕结算原则竞争性售电主体按厂为单位进展结算。日前交易电量及偏差电量在发电日完毕后进展结算。月度发电完毕后首先进行年度双边合同分月电量和双边协商成交电量结算，其次进行月度交易电量结算和负偏差电量结算，最终进展优先发电量结算、月度正偏差电量结算。竞争性售电主体的结算步骤日前交易电量结算和偏差电量结算a〕计算合约电量电费依据电厂各日的成交电量和成交价格，计算日前电量交QdPd，电厂日前电量交易Sd=Pd×Qd。计算偏差电费①当电厂次日实际发电量小于日前电量交易成交电量时，未完成的交易电量视为偏差电量。在日前成交电量3%以内〔含〕内的偏差电量按Pd价格计算偏差电费；超过3%的偏差电量，由于电厂自身缘由按Pd””=〔Pd+0.03〕元/千瓦时的价格计算偏差电费，由于系统需要少发电量〔下调效劳电量Pd””=Pd元/电量依据交易平衡账户资金盈余状况，按月补偿。②当电厂次日实际发电量大于日前电量交易成交电量计算日前电量交易实际电费收益Srd=Sd+Sd”+Sd””。交易电量电价电费日前电量交易成交电量交易电量电价电费日前电量交易成交电量QdPdSd=Qd×Pd多发电量，计入月000日前交易 日前电量交度交易发电量易偏差电量3%以内-Qd”Pd”=PdSd”=-Qd”×Pd”3%以外-Qd””Pd””Sd””=-Qd””×Pd””日前累计Qrd=Qd-Qd”-Qd””结算电量电费合计Srd=Sd+Sd”+Sd””年度双边合同分月电量、月度双边协商交易成交电量结算电厂月度发电量 Qr扣减日前增量交易累计结算电量双边合同分月电量、月度双边协商交易成交电量的合同〔两者合并简称双边协商合同i个双边协商合同电量为Qgi，合同总量Qg。电厂安排给第i个合同的月度交易用电量Qrti=Qrt×Qgi/QgUrti。电厂第i个双边协商合同结算电量Qghi=min{Qrti，Qgi，Urti}。Qghi按双边合同约定价格结算。当Qghi≤Qrti≤Qgi，Qrti-Qghi按月度集中撮合交易最低成交价0.9倍结算。Qgh=ΣQghi结算电量电价电费结算电量电价电费1=Qgh×P年度分QghP年度分月月Qrt-QghPS2=P×(Qrt-Qgh)Qg-QghPS3=P×(Qg-Qgh)双边协商合同电费S协商=S1+S2+S3由于系统安全缘由导致电厂的双边协商成交电量〔年度双边合同分月电量、月度双边协商成交电量〕未完成的局部0.03元/kWh的价格补偿电厂。由于系统安全缘由导致用户的双边协商成交电量〔年度双边合同分月电量、月度双边协商成交电量〕未完成的局部电量，该局部电量按预招标价格对电厂结算。月度集中交易电量结算和负偏差电量结算电厂月度集中交易包括：省内优先购电量挂牌交易、省内市场电量集中撮合交易、省内市场电量挂牌交易、框架协议外西电东送电量交易、月度合约转让交易、不平衡电量转让交易电厂月度集中交易实际发电量Qrm=min{Qrt-Qgh，Qrt-Qg}。Sm。月度交易类别成交电量成交价格电费省内优先购电量挂牌交易月度交易类别成交电量成交价格电费省内优先购电量挂牌交易Q1P1S1=Q1×P1集中撮合交易Q2P2S2=Q2×P2省内市场月度电量交易合约转让交易同一发电集团转卖出合约-Q7P7S7=-Q7×P7让交易买入合约Q8P8S8=Q8×P8不平衡电量转让交易卖出合约-Q9P9S9=-Q9×P9挂牌交易Q3P3S3=Q3×P3框架协议外西电东送电量挂牌交易Q4P4S4=Q4×P4合约协商转让交易卖出合约买入合约-Q5Q6P5P6S5=-Q5×P5S6=Q6×P6买入合约买入合约Q10P10S10=Q10×P10合约电量Qm=Q1+Q2+Q3+Q4-Q5+Q6-Q7+Q8-Q9+Q10合约电费Sm=S1+S2+S3+S4+S5+S6+S7+S8+S9+S10合约转让基准价P0=〔S1+S2+S3+S4〕/〔Q1+Q2+Q3+Q4〕〔偏差电量结算基准价〕计算负偏差电费依据电厂月度交易发电量Qrm和月度交易成交电量QmSm”。①当电厂月度交易发电量Qrm小于月度交易成交电量QmQrm<Qm时：3%以内的偏差电量Q0”免除偏差责任，按P0的价格计算偏差电费；3%导致的少发电量〔即下调效劳电量〕Q11，暂按P11=P0的价格计算偏差电费，下调效劳电量依据交易平衡账户资金盈Q12，按P12=〔P0+0.03元/kWh〕的价格计算偏差电费。当电厂月度交易发电量Qrm大于〔或等于〕月度交Qm，即Qrm≥Qm时，负偏差电费为零。电量电价电费负偏差电量少发电量电量电价电费负偏差电量少发电量3%的局部-Q0”P0S0”=-Q0”×P03%的局部

〔下调效劳电量〕自身缘由少发电量

-Q11 -Q12 P12

S11=-Q11×P11S12=-Q12×P12偏差电费 Sm”=S0”+S11+S12计算月度集中交易电量电费收益Srm=Sm+Sm”。4〕优先发电量结算框架协议内西电东送安排电量同优先发电量合并结算。Qrm扣减月度集中交易结算电量为电厂优先发电量〔含框架协议内西电东送安排电量,下同〕Qrf，Qrf=Qrm-Qrms。依据各电厂分月安排优先发电量总量Qf0和优先发电量结算价格Pf〔各类优先电量加权平均价格Sf0，Sf0=min{Qf0，Qrf}×Pf0。其中，火电厂优先发电量中，保障电网安全稳定运行所需电量按国家批复上网电价结算，假设此局部优先电量由某火电厂内多个机组发电满足时，按各机组总发电量比例和各机组国家批复电价加权平均计算该优先发电量结算价格Pf0；火电备用状态确认电量及 安排电量按政府确定价格计算优先发电量结算价格Pf0。风电场、光伏电厂的优先发电量按竞争性电厂月度集中Pf0。水库具有年调整力气及以上水电厂调整电量、电厂框架协议内西电东送安排电量按西电东送框架协议送出价格扣减输配电价、线损电价倒推确定结算价格Pf0。Sf”当为Q13=Qrf-Qf0。调度机构认定的火电上调效劳电量按P13等于按国家批复上网电价结算；其他上调效劳电量参与了上P13等于上调效劳报价计算偏差电费，未参与上调效劳报价，按月度集中撮合交易电厂侧最低成交价的价格计算偏差电费。偏差电量超发电量电量电价电费偏差电量超发电量电量电价电费Q13 P13 S13=Q13×P13正偏差电费Sf”=S13总电费电厂月度总电费Srt=Srd+S协商+Srm+Srf0+Sf”。非竞争性电厂结算非竞争性电厂按月度实际上网电量和其国家批复上网电价结算电费。〔四〕月度长期备用结算火电长期备用资金来源结算平衡机制的剩余资金；电厂分摊的火电长期备用资金。火电长期备用结算范围保障电网安全稳定运行所需的火电机组容量〔简称保安全装机容量〕不进展长期备用结算，保安全装机容量=开机时间/月度总时间×开机机组装机容量。火电机组竞争到市场化电量，其市场化电量的等效容量〔简称市场化电量等效容量其中等效容量=电量/(当月天数×24)。其余容量进展长期备用结算，每台火电机组月度长期备用结算容量装机容量-保安全装机容量-市场化电量等效容量。结算方式〔1〕1—10长期备用容量总金额，11—12用支付状况统筹确定。金额/月度火电机组长期备用结算总容量期备用结算容量×月度长期备用容量结算单价〔五〕电费支付方式结算依据电力交易中心负责向竞争性购、售电主体出具结算依竞争性用户结算依据直接进入市场交易的用户和售电公司代理用户，电力交易中心依据购电主体结算步骤出具用户侧电费明细单，主要包含电能电费输电费用配电费用线损电费根本电费、力调电费、 、偏差电费。售电公司结算依据电力交易中心依据购电主体结算步骤出具售电公司收支明细单，主要包含成交电价、与用户合同类型、与代理用10%偏差金额。电厂结算依据电力交易中心依据售电主体结算步骤出具电厂侧电费明细单，主要包含上网电量、成交价格、电能电费。竞争性用户电费支付方式竞争性用户交易成功后，直接进入市场交易的用户和售电公司代理用户须缴纳交易电量用电电费，交易用电电费=成交电量×〔成交价格+该户号最高用电电压等级输配电价+线损电价+。在用电月10日前缴纳交易电量用电电费的20%1530%〔15日前一次性缴纳50%；待电力交易中心出具交易月实际结算单后，竞争性用户缴纳剩余电费。竞争性用户结算单，市场化退补电费金额为电度电费和功率因数调整电费，根本电费、政府性及附加按国家现行电价执行。参与市场化交易的竞争性用户欠交电费的，将暂停交易资格，并按相关规定处理。售电公司依据电力交易中心向售电公司出具的偏差电费结算单向用户支付偏差电费，未准时支付偏差电费的售电公司，用户有权向交易机构申请取消售电公司的代理资格。电厂电费支付方式电厂与电网企业维持现有的电费支付方式。售电公司支付保证金制度电力交易中心开通保证金专用账户，售电公司按核定10%200200万元缴纳,20232023万元缴纳。交易申报时，可申报交易金额与保证金账户余额挂钩。售电公司未按时支付代理用户的偏差电费，则以保证金抵扣，缺乏局部售电公司需补缴。假设售电公司代理用户未按时缴清电费，则以保证金抵扣用户欠费，缺乏局部由售电公司补缴，用户缴清电费后，退还售电公司抵扣的保证金。〔六〕票据开具方式电网公司依据电力交易中心出具的结算单向直接参与交易用户和售电公司代理用户收取电费，开具电费发票。售电公司与用户之间的费用依据电力交易中心出具的结算单进展费用结算和支付。四、其他事项〔一〕交易校核交易校核主要包括申报数据校核、网络约束校核和梯级水量匹配校核。月度各交易类型均按下述流程进展交易校核。申报数据校核。由交易中心负责对交易主体提交的申报数据进展校核，申报数据校核包括发电力气校核和其他申报约束规定校核。发电力气由调度机构供给，各发电企业在交易前需与调度机构沟通确认。发电力气评估原则如下：由政府发文确认大型年调整以上水库各关键节点时期内〔枯水期末、平水期末、丰水期末、年末等〕水位控制目标。用于计算水电发电力气的月度估量自然来水原则1.1倍。对于具有年及以上调整性能水库或上游具有年及以上调整性能水库的水电厂，枯水期及平水期以全网水电不弃水且统调火电充分调减为前提，考虑系统平衡需求，以枯水期及平水期末政府确定水位为目标每月交易前确认下月末把握水位，综合考虑自然来水和月度水位把握目标核定相关水电厂月度发电力气。丰水期在考虑期末把握水位和各月估量自然来水状况下核定相关电厂各月发电力气。其他调整力气较弱或无调整力气水电厂，按估量自然来水，考虑发电设备和电网设备检修等确定对应发电能力。其中，对于具有季调整性能的水电考虑需在4—5月份拉水时，由调度机构在发电企业申报力气前明确水位把握目标。85%负荷率确认火电的发电力气；考虑厂用电率，火电按80%装机容量进展申报电量校核。假设火电有保障电网安全稳定运行所需电量、火电备用状态确认电量、火电其他安排电量，则在申报电量校核时相应扣除。风电、光伏电厂按上年同期各厂月度平均利用小时数1.1倍作为月度发电力气，上年同期有投产机组的电厂按一样地区已投产的类似电厂月度平均利用小时数1.1倍作为月度发电力气。投电厂按一样地区已投产的类似电厂确定发电力气。网络约束校核。交易技术支持系统依据调度机构供给的网络约束条件进展市场出清，形成满足网络约束的交易出清结果并提交调度机构进展安全校核。网络约束受限区域内各电厂交易电量不超过按装机等比例原则所安排的电力外送通道平均送电力气。梯级水量匹配校核。对满足网络约束的交易结果进展梯级水量匹配校核。当下游电站交易结果超出上游来水对应发电力气时，直接削减下游电站市场电量。日前电量交易校核中，调度机构综合考虑系统需求和次日电厂发电力气，对电厂成交电量进展校核，电厂成交电量不得高于发电力气扣减电厂日电量校核基准值后的电量。电厂日电量校核基准值〔月成交电量-〔本月已发电量-本月日前电量交易累计成交电量〕/本月剩余有效天数，本月剩余有效天数为本月电厂剩余有效发电时间等效天数。系统需求较小，月度交易电量〔含年度合同分月电量〕按日平均的量无法安排，全部日前电量交易均可以不予通过。〔二〕信息披露电力交易中心对云南电力市场交易各环节的重要信息进展公布和披露。交易信息披露交易前信息披露电力交易中心公布电力供需形势推想、优先发电量和优先购电量平衡推想状况、电网安全约束信息、报价约束、上月度集中撮合交易平均成交价等信息。电力供需形势推想包括系统发电力气推想、系统用电需求推想等。电网安全约束信息包括通道力气、主要设备检修打算等。报价约束信息包括各电厂和用户的申报电量约束、上限价格和下限价格等。合约转让交易前披露各电厂未完成电量、超发电量及其责任认定结果等。交易后信息披露电力交易中心公布交易结果，包括年度、月度各类型交易成交电量、各类型交易最低成交价格、各类型交易最高成交价格、平均成交价格等。结算信息披露电力交易中心公布包括优先发电、购电在内的交易打算执行状况、偏差电量责任认定、偏差处理资金收入及支出情况。昆明电力交易中心按月向电力监管机构、能源主管部〔三〕偏差电量责任认定发电侧日电量责任认定调度机构记录日交易电量少发缘由，在月度结算时进展认定。月电量责任认定T0为T2；电厂月度实际发电量为T。〔T1+T2〕-T〕为系统运行需要导致的少发电量〔即下调效劳电量。〔2〕当T<T0〔T1+T2〕〔T1+T2〕-T0〕为因电厂自身缘由导致的少发电量，T0-T为系统运行需要导致的少发电量〔即下调效劳电量。〔3〕当T〔T1+T2〕T〔T1+T2〕为电厂超发电量。用户侧由于电网检修、故障等系统缘由、不行抗力因素以及国家相关 调整导致用户未完成的交易电量免除考核。免责范围仅限于系统缘由或不行抗力因素导致市场用户和售电企业未完成的交易电量。其中不行抗力包括：指不能预见、不能避开并不能抑制的客观状况。包括：火山爆发、龙卷风、海啸、暴风雪、泥石流、山体滑坡、水灾、火灾、超设计标准的地震、台风、雷电、雾闪等，以及核辐射、战斗、瘟疫、骚乱等。以下状况不予办理免责申请：用户因安全、环保等不达标导致整改关停；用户自身设备运维不到位导致设备跳闸、停产、减产；用户因产品市场不景气或生产组织不力而减产、停产；用户欠费被供电部门依法实行停电催收；用户申报不切实际或自身申报错误；其他未提及的“非不行抗拒”缘由。〔四〕结算平衡机制为确保 市场化交易顺当实施，兼顾发、供、用三方合理利益，特建立市场化交易结算平衡机制。结算平衡机制建立月度/日前集中撮合交易中，购售电双方成交价格价差局部。按集中撮合成交结果计算成交价差收益，然后根据购电主体侧、电厂侧成交电量的完成比例计算应提取的实际价差收益。成交价差收益=Σ〔购售匹配成交电量×购售匹配成交价差〕实际价差收益=成交价差收益×min{购电主体侧成交量完成比例，电厂侧成交电量完成比例}购电主体当月因自身缘由少用电量考核电费局部。电厂当月因自身缘由少发电量考核电费局部。结算平衡机制实施范围依据上述结算平衡机制的建立，月度计提平衡资金。平衡资金优先用于弥补因系统缘由造成市场化电厂的少发电量〔即下调效劳电量。因保障系统安全需要的火电超发电量，经调度机构认定为上调效劳电量，相应电量按国家批复上网电价进展结算，与上调效劳报价〔或月度集中撮合交易电厂侧平均成交价〕之间的差额电费由结算平衡机制处理。火电长期备用资金等其他政府明确的用途。〔五〕交易时间表关闸时间/交序号交易周期关闸时间/交序号交易周期1年度交易2月度交易34日前电量交易事后合约转交易品种易时间预安交易方式排省内电量市场年度交易12月双边合同年度双边合同分月确认18日前双边合同省内电量市场月度协商交易10日双边协商省内优先购电量交易20日挂牌省内电量市场月度集中撮合交易21日集中撮合月度自主挂牌交易23日挂牌框架协议外西电东送电量交易25日挂牌上、下调效劳26日预招标日前电量交易工作日集中撮合合约协商转让交易交易结算前双边协商让交易让交易同一发电集团合约转让不平衡电量转让交易交易结算前交易结算前合约转让合约转让注:交易日期按信息披露公布为准。〔六〕电厂分类序号 电厂名称安排电量〔亿千瓦时〕1滇东序号 电厂名称安排电量〔亿千瓦时〕1滇东备注36.5万负荷(每日最低电量876万千瓦时)2宣威16万负荷3曲靖16万负荷4阳宗海16万负荷5昆明23万负荷注：全部电量均为发电侧电量备注按年设计电量25%分配，枯平水期每月安排备注按年设计电量25%分配，枯平水期每月安排调整电量的10%，丰水期每月安排调整6%平衡，少发电量滚入下月。序号电厂名称〔亿千瓦时〕年设计电量〔亿千瓦时〕1小湾2糯扎渡3龙江4马鹿塘5普西桥6泗南江7小中甸注：全部电量均为发电侧电量4-4竞争性电厂中的水电厂名单序号电厂名称装机容量〔万千瓦〕所属集团或公司1阿海200华电2大盈江三级20德宏凯瑞3大盈江四级盈江多源水电4大盈江一级德宏福榕5富川维西江海富川电站6岗曲河一级6大唐7戈兰滩45大唐序号电厂名称装机容量〔万千瓦〕序号电厂名称装机容量〔万千瓦〕8功果桥909观音岩30010吉沙1211甲岩2412金安桥24013金汉拉扎14景洪17515居甫渡16克田17梨园24018龙江2619龙开口18020龙马21鲁地拉21622倮马河23马堵山24马鹿塘3025勐野江26那邦1827那兰1528弄另1829糯扎渡58530普渡河六级31普西桥1932三江口33石门坎1334泗南江35松山河口36苏家河口37天花板1838土卡河39小湾42040小岩头41崖羊山1242云鹏2143木星土1244赛珠45南极洛河46江边47丹珠河8华能大唐国电中电投汉能泥汝河华能大唐禄劝临亚水电华电龙江华能大唐云南江海红河广源大唐大唐盈江华富水电大唐德宏龙江水电华能中电投国电国电大唐中电投保山槟榔江水电保山槟榔江水电中电投大唐华能中电投大唐华润电力浙江瓯能中电投云南江海昆明丰安电力贡山县恒远水电开发有限责任公司电厂名称装机容量〔万千瓦〕所属集团或公司电厂名称装机容量〔万千瓦〕所属集团或公司铅厂中电投太平江一级24大唐溪洛渡630三峡阿鸠田苏帕河乌泥河3苏帕河象达4苏帕河白水河三级2禄劝桂弘水电白水江一级中大盐津白水江二级中大盐津白水江三级中大盐津高桥9恒安柏香林5恒安油房沟悦乐2恒安恒安宝石宝石丰田宝石金源宝石不管河中电投泥堵河中电投小中甸达开6国电革香河水电484950515253545556575859606162636465666768打窝〔南片河梯级〕板桥〔南片河梯级〕大春河一级大春河二级大盈江二级7大盈江二级7公司德宏宏晟大寨河二级2临沧润达水电大寨河三级临沧润达水电大寨河一级多底河5临沧润达水电多底河水电哈依河四级禄劝运弘水电哈依河五级金水河四级3禄劝运弘水电大唐金水河二级大唐景云四级苦木当1大关县景云水电实业苦木当块泽河富源块泽河747576777879808182838485

镇康湘源水电镇康湘源水电3 云南景电业2 云南景电业中国水电参谋集团双柏开发限序号电厂名称装机容量〔万千瓦〕所属集团或公司86拉气5马关拉气87老渡口老渡口88老石寨云南湘能水电89大树脚1云南湘能水电90龙门云南龙禹电力进展91禄丰4华宁九龙92罗闸河二级5云县南河发电93庙林中电投94熊家沟中电投95木加甲6福贡丰源水电进展96南河4云县亚太97南康河二级西盟富边水电98南沙15红河广源99南袜河二级1丰源水电100南袜河三级丰源水电101南袜河一级丰源水电102糯租南盘江糯租水电103撒鱼沱6横江发电104沙坝祥龙能源105施坝河二级1云南恒益水电106施坝河一级云南恒益水电107施底河3福贡鑫达水电108石房云龙南方水电109松八香格里拉县格基河水电开发110腾龙桥腾龙桥111天生桥5恒安112铁川桥大唐113听命河4泸水县兴达水电开发114威远江威远江115西月各116115西月各116林碧当117东月谷118力透底贡山县恒远水电开发有限责任公司贡山县恒远水电开发有限责任公司贡山县恒远水电开发有限责任公司119下只恩4格基河120仙人山临沧华水利水电开发121小篷祖4禄劝小蓬祖122马过河1桥河序号电厂名称装机容量〔万千瓦〕所属集团或公司123茅草坪桥河124四台山桥河125拉灯河桥河126瓦窑河桥河127漾洱漾洱水电128金河源漾弓江129燕子崖鑫盛130六合3漾弓江131迤资永仁万源水电132渔泡江2大姚渔泡江133中寨中寨合计注：统计截至 年12月合计序4-5竞争性电厂中的风电场、光伏电厂名单序机组类装机容量号 电厂名称 所属集团或公司型 〔万千瓦〕1者磨山风电水电十四局2资家风电场〔杨梅山一期〕风电云南龙源风力3大陆湾风电场〔杨梅山二期〕风电云南龙源风力4大风坝风电华能5马鞍山〔一期〕风电华能6黄草坡〔马鞍山二期〕风电华能7干海子〔马鞍山三期〕风电华能8大龙潭〔马鞍山四期〕风电华能9观音山〔马鞍山五期〕风电华能10罗平山风电大唐11李子箐风电中国水电参谋集团12东山〔李子箐二期〕风电中国水电参谋集团13东华〔李子箐三期〕风电中国水电参谋集团14大坡顶〔李子箐四期〕风电中国水电参谋集团15骑龙山风电大唐16丰乐〔骑龙山二期〕风电大唐17恩兆山〔骑龙山三期〕风电大唐18凤屯风电中广核19大尖峰〔风屯二期〕风电中广核20五子坡风电华能21骑马山〔五子坡二期〕风电华能序号 电厂名称清水沟〔五子坡三期〕大风丫口马英山〔大风丫口二期〕朗目山羊雄山赶大路〔羊雄山二期〕雷应山黑马井〔雷应山二期〕板桥海洋哨〔板桥二期〕支锅山双龙箐〔支锅山二期〕牦牛坪梅家山〔大龙口一期〕尖山梁子〔大龙口二期〕小箐山〔大龙口三期〕大莫古百花山朵古马塘〔一期〕龙潭〔马塘二期〕仕官山〔马塘三期〕帕顶梁子雪邦山金公山(雪邦山二期)仙人洞昆明联合小白龙〔昆明联合二期〕巨龙山巨龙山二期〔晴云山〕巨龙山三期〔九龙坡〕巨龙山四期〔斗顶山〕永三永三二期〔光照普〕磨豆山沙帽山

机组类型风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电

装机容量〔万千瓦〕

所属集团或公司华能国电电力国电电力大唐大唐大唐国电国电国电龙源风电龙源风电华电三峡能源三峡能源三峡能源龙源风电湘电众佳华电云南龙源风力发电公司云南龙源风力发电公司云南龙源风力发电公司中广核龙源风电龙源风电云南中云电云南中云电云南中云电水电十四局水电十四局水电十四局水电十四局云电投云电投中广核华能序号 电厂名称沙帽山二期〔扁担山〕石蒲塘凤华山〔石蒲塘二期〕朗山千岭山〔朗山二期〕金华〔百山一期〕甸南〔百山二期〕百山母〔百山三期〕漕涧梁子〔一期〕白龙庙〔漕涧梁子二期〕大海梁子头道坪〔大海梁子二期〕文笔山一把伞〔文笔山二期〕云台山瓦窑〔云台山二期〕石洞山吉丹山〔石洞山二期〕茨柯山〔石洞山三期〕对门山〔石洞山四期〕莲花山野猫山杨家房〔野猫山二期〕尼白木克大坪子联珠大赖石山大岩洞〔大赖石山二期〕程子山石梁山〔程子山二期〕大黑山鲁土白〔大黑山二期〕小海子保顶山三道箐〔保顶山二期〕龙箐〔保顶山三期〕石楼梯〔保顶山四期〕对门梁子

机组类型风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电

装机容量〔万千瓦〕449

所属集团或公司华能华能华能国电龙源大理风力发电龙源大理风力发电龙源大理风力发电华能华能会泽云能投能源会泽云能投能源华能华能华能云南弥勒石洞山发电云南弥勒石洞山发电云南弥勒石洞山发电云南弥勒石洞山发电云南华电莲花山风力发电华能红河石屏盛唐能源大唐大唐国电三峡能源三峡能源大黑山风力发电大黑山风力发电中国水电参谋集团中国水电参谋集团中国水电参谋集团中国水电参谋集团中国水电参谋集团马龙云能投序号96979899100101102103104105106107108109110111112113114115116117118119120121122123124125126127128129130131132

电厂名称茅稗田凉风坳〔茅稗田二期〕甲俫波羊岔街〔北〕羊岔街〔南〕老青山野牛红土坡五街左美果阿普三台坡白鹤厂卓干山大龙山大中山金铜盆苏撒坡老尖山禄脿马厂青龙天峰山高本山七棵树多依树五台山大石山〔五台山二期〕大营盘〔五台山三期〕五垴山将军山大丫口〔将军山二期〕仓房大绿山株木山三月山华能石林

所属集团或公司机组类装机容量机组类装机容量型〔万千瓦〕风电风电风电风电风电风电风电风电风电风电4风电风电风电风电风电风电4风电风电风电风电风电风电8风电风电风电风电风电4风电风电风电风电风电4风电风电风电风电光伏10云南中云电能源国投云南中云电能源云南中云电能源大黑山风力发电云南中云电云南中云电华能国电电力大唐大姚云能投国电电力中电中国风力发电大姚云能投华电华能华电华能大唐建水天风能建水天风能云南丰晟电力云南丰晟电力云南丰晟电力中广核云南华宁火特能源开发云南华宁火特能源开发会泽协合风力发电中广核云南龙源风力发电国投华能序号133134135136137138139140141142143144145146147148149150151152153154155156157158159160161162163164

电厂名称云投光伏永仁光伏干巴拉干塘子秀田老鹰岩白泥沟〔老鹰岩二期〕大龙潭光伏干海子西村大佛山砚山太科干箐甘庄大庄南庄白石崖龙潭山四角山益州刘家庄芒街南头山河外北泽清塘子班幸小西村天子山石漠化岩淜西街口

所属集团或公司机组类装机容量型〔万千瓦〕机组类装机容量型〔万千瓦〕光伏光伏4光伏5光伏3光伏5光伏3光伏3光伏光伏2光伏10光伏3光伏5光伏5光伏2光伏光伏30光伏2光伏光伏光伏光伏1光伏1光伏1光伏5光伏4光伏光伏光伏2光伏2光伏2光伏2光伏4三峡能源中云电能源大唐大唐水电十四局大理聚能发电洱源协和砚山太科光伏华坪协和元江中电中国水电参谋集团双柏开发云南冶金能源股份技永胜惠光光伏发电中国能源建设集团永胜能源西双版纳恒鼎能源进展沾益阿特斯光伏发电孟连三犇能源曲靖英利光伏电力元谋中电电气光伏发电元江中盛太阳能科技开远弘裕阳光能源发电永仁惠光光伏发电元谋中电电气光伏发电三峡能源石林东旭能源国投华能机组类装机容量序号电厂名称型〔万千瓦〕165子牙关光伏3166茂创转山包光伏3167拖卓光伏168驻马哨光伏169洛戈底光伏4170北大村光伏6171宁边光伏2172大古衙光伏2173大平地光伏1174大兴光伏4175密落槽子光伏3176星火山光伏177杨梅坪光伏178下海尾光伏1179长冲光伏2180钢家岭光伏2181干龙潭光伏3182青岩山光伏1183古木光伏1184小暑甸光伏1所属集团或公司鹤庆汇能昭通茂创能源技开远中能能源所属集团或公司鹤庆汇能昭通茂创能源技开远中能能源蒙自奥特斯维光伏发电石林中云电能源华润能源光伏发电〔昭通〕中国水电参谋集团大姚能源通海旷达光伏发电凤庆县爱康电力三峡能源勐海协鑫光伏农业电力大理瑞德兴阳能源科技建水县奥特斯维光伏发电楚雄长翔光伏发电禄劝县爱康能源电力云县汇能发电有限责任公司兰坪太科光伏电力文山太科光伏电力兰坪兴盛太阳能科技合计4-6竞争性电厂中的火电厂名单序号电厂名称装机容量〔万千瓦〕所属集团或公司1滇东240华能2雨汪120华能3镇雄120华电4巡检司60华电5昆明60华电6威信120能投7 宣威180国电8 阳宗海100国电9 小龙潭60国电10 曲靖120东源11 红河60大唐合计1240注：统计截至 年12月4-7优先电厂名单序号电厂装机容量〔万千瓦〕1柴石滩62大寨63老虎山4六朗洞5绿水河6硕多岗7响水58徐村向阳910漫湾16711大朝山13512鲁布革6013西洱河14以礼河15瑞丽江一级2016地调/县调调度的并网运行公用中小水电及其他类型电厂1162合计装机裕华煤矿本质安全文化建设实施方案6前 言在一个生事物面临进展的时候，我们常常会想到推手。如今，企业安全文化让我们感受到这种力气。在大方裕华煤矿筹建之初，我们就把企业安全文化与企业管控、进展战略列为企业重组的重中之重来抓，我们的目的就是培育以人本为价值取向的企业文化，营造和谐稳定的内外部环境，从而在纷繁简洁的市场竞争和社会角逐中永葆活力、永续进展。心拥顶峰，便可傲视浮云。只有站在最高的起点上，才能高瞻远瞩。我们的目标是高起点的，我们的文化也应当是高起点的。我们把企业文化定位为“超越文化”，这是一种包涵的文化、创的文化，也是一种人本的文化、进取的文化。用“超越文化”引领航向，能使我们这个团队的价值取向全都、愿景目标全都、思想行动全都，促进人与人的沟通，拉近心与心的距离。在超越文化的感召下，越来越多的人投身到我们的事业中来，成为裕华煤矿超越进展的践行者。能成大道，源在责任。站在的起点，面对的机遇和挑战，我们将秉承“明德立，包涵超越”的企业核心价值观，牢记“奉献绿色能源，制造人本价值”企业使命，坚持“高效安全、绿色进展”的经营方针，创进展，不断实现的跨越。春雷开宇，好风正扬帆。我们只有用最先进的理念武装头脑，用最先进的文化锻造品德，用文化来固本塑魂，才能充实我们的才智，兴奋我们的精神。“打造卓越，迈向跨越，实现超越”，这将是我们裕华煤矿人走向成功的强劲号角，也是我们永恒的追求。第一章总 论一、本质安全与文化㈠本质安全的内涵本质安全最初用于电气、仪表设备，主要是指利用本身构造的设计，防止电火花的产生，以免引起火灾或爆炸，这是一项设备自身本质上的安全设计。其根本特征：一是人的安全牢靠性。不管在何种作业环境和条件下，都能按规程操作，杜绝“三违”，实现个体安全；二是物的安全牢靠性。不管在动态过程中，还是静态过程中，物始终处在能够安全运行的状态；三是系统的安全牢靠性。在日常安全生产中，不因人的担忧全行为或物的担忧全状况而发生重大事故，形成“人机互补、人机制约”的安全系统；四是制度标准、治理科学。杜绝治理失误，煤矿生产中实现零缺陷、零事故，从而根本形成无灾可救、无险可抢，无事故发生的格局。故而，煤矿实现本质安全意义重大、势在必行。㈡煤矿本质安全与本质安全文化目前，国内各个行业和领域对于安全文化的理解和生疏有多种解释。我们认为，安全文化是人类安全活动所制造的安全生产、安全生活的精神、观念、行为与物态的总和。煤矿安全文化是在煤矿居主导地位并为绝大局部员工所承受的安全生产价值观、安全生产信念、安全生产行为准则及具有特色的安全生产行为方式与安全生产物质表现的总称。煤矿安全文化由3个层次不同的局部组成。一是价值观、信念及行为准则，通常称为煤矿安全生产精神，表达在安全生产宗旨、方针、目标、打算和体制等方面。二是中间层呈行为状态的员工工作方式、应付事故的方式等，通常称为煤矿安全生产作风。三是外围层呈物质形态的安全生产设施、安全生产劳动保护用品、员工作业环境等，通常称为煤矿安全生产形象。煤矿安全文化是煤矿长期的安全生产实践的沉淀，是煤矿员工内在的思想与外在的行动和物质表现的统一。煤矿安全文化是一种客观存在。煤矿企业本质安全化是将本质安全的内涵加以扩大，已不是单纯指设备构造的本质安全设计，而是指在确定的技术经济条件下，煤矿具有相当的安全牢靠性，具有完善的预防和保护功能，具有良好的安全文化和安全风气，以及科学的安全治理体制，使事故、灾难降低到规定的目标或可以承受的程度。煤矿本质安全文化是以风险预控为核心，表达“安全第一，预防为主，安全生产行为准则以及安全生产行为方式与安全生产物质表现的总称，是煤炭企业安全生产的灵魂所在。业特点，全面包含物质文化、精神文化、制度文化这三个表征文化内容的完整的安全文化，是安全文化的较高境地。是通过追求人、物、系统、制度安全的和谐统一，实现矿井的长治久安。㈢裕华煤矿的本质安全文化煤矿安全文化的重要组成局部，是建立在“以人为本”这一最高宗旨上，表达了“人－机－环境”的系统安全观和全的理念。矿里承受牢靠的系统、先进的生产工艺和高牢靠性的装备，形成良好的生产作业环境，是矿安全文化在设计理念上的具体表达；利用信息化技术，改造矿井生产系统，从而有效避开安全风险，是矿安全文化在技术思想上的具体表达；借助高素养员工的自律和强有力的监管机制，形成自保互保的安全秩序，是矿安全文化在行为标准上的具体表达；利用严格的规章制度和严峻的奖惩法则，构建安全生产约束机制，是矿安全文化在治理机制上的具体表达；强大视觉冲击力的井上、下标识牌板、有形信息警示等，是矿安全文化在物态层的具体表达。裕华煤矿本质安全文化是一个完整的体系，融入了每一位员工的价值观和使命感。这种文化的不断完善和丰富，有助于提升煤矿的安全治理水平，实现系统无缺陷、治理无漏洞、设备零缺陷、不发生规律安全事故的矿井恒久性安全目标的安全价值观以及与之相连的理念、制度和行为习惯。二、裕华煤矿本质安全文化建设的目标以《煤矿本质安全治理建设实施指南》和《裕华煤矿企业文化建设实施质量标准化建设》为指导，依据有打算，有步骤，由浅入深、由表及里的程序，从观念文化、制度文化、行为文化、物态文化、尊严文化五个方面整体推动，系统运作，根本建立起进展战略、促进煤矿安全生产的本质安全文化体系。产方针，变“要我安全”为“我要安全”、“我会安全”，形成一个“我想安全、我要安全、我会安全”的良好气氛和“不能违章、不敢违章、不想违章”的自我治理和自我约束机制。通过本质安全文化建设，逐步形成完善的符合本矿实际的安全治理体系和保障体系，建成具有裕华煤矿特色的安全意识形态，使全员树立遵章守纪的法制安全和意识，从而指导矿里的安全生产，为矿的可持续进展供给保障。通过本质安全文化建设，进一步提高全体员工的安全素养，制造一种良好的安全人文气氛和协调的人、机、环境关系，自觉标准作业行为，削减人为事故。三、裕华煤矿本质安全文化建设内容与任务裕华煤矿本质安全文化建设以关心人、疼惜人、敬重人，珍惜生命，提高全员安全文化素养为核心，以安全宣传、安全教育、安全治理为手段，贯穿于生产经营全过程。要将“无人则安”、“只有感悟不到的隐患，没有避免不了的事故”等安全理念和安全价值观融于矿治理者和全体员工的具体工作中，落实在煤矿的治理制度和治理实践中，形成一个良好的安全生产氛围。通过安全文化的建设，影响各级治理人员和员工的安全生产自觉性，以文化的力气保障裕华煤矿的安全生产和经济进展。裕华煤矿本质安全文化建设既关注员工的学问，技能、意识、思想、观念、态度、道德、伦理、情感等内在素养外，还重视员工的行为、安全装置、技术工艺、生产设施和设备、工具材料、环境等外在因素和物态条件。㈠紧紧围绕矿生产经营中心工作，依据裕华煤矿本质安全型矿井建设的总体目标要求，综合运用各种宣传教育载体，通过全方位、多角度的灌输、沟通和互动，全面导入，逐步提高本质安全文化在全体员工中的认同感，提升思想境地和治理水平，推动我矿各项工作的顺当开展。㈡认真贯彻执行和国家安全生产方针、，认真落实了两级公司和对安全指令的贯彻执行和各项制度的检查落实做到了两手抓、两手硬。以风险预控为核心，预先对危急进展识别、分析和把握，变“事后处理”为“事先把握”，预防为主，防患于未然。㈢依据“谁主管，谁负责”的原则，全面推行安全目标治理，逐级落实安全生产责任制，分解安全指标，责任到人，奖罚严明。实行安全责任量化考核，完善风险机制，提取局部工资与安全目标挂钩，形成了利益共享，风险共担格局，为安全生产工作供给了强有力制度保障。㈣始终把质量标准化建设作为安全治理的根底工作来抓。结合我矿工作的实际，进一步修订完善采掘、机运等各个系统的质量标准和考核方法，明确工作要求、责任划分，按月检查，按季考核，实行工效挂钩，严格兑现奖罚。㈤加强机电设备治理，分项制定和完善设备的购置安装、使用维护、调拨调剂、改造更和根底治理等制度，加大制度执行力度，实现员工安全行为、设备安全运行、作业现场安全环境的和谐统一，良性互动。㈥依据公司综合治理体系本质安全建设要求，成立相应组织机构，编印治理手册、程序文件和发放专业规程手册，制定考核标准和奖罚方法，按季对质量把握治理、风险治理、事故及消防治理、资源治理、精神文明建设五大项进展专项考核严格兑现奖罚。应用治理体系比照检查安全工作，进展危急因素辨识与把握，排查安全隐患，持续改进，进一步推动了治理标准化。㈦在基层区队、班组推动和谐的亲情文化建设。标准班组岗位操作，增加员工保安全的荣誉感、紧迫感和责任感，让安全生产的观念植根于每一名员工思想，形成人人联保、自主保安、互助保安的现场安全保障格局。㈧加强员工的安全教育和安全培训。坚持实际、有用、实效的原则，发挥“安全宣传教育室”的作用，实行集中培训、定期轮训、专业培训、现场实训、案例教育、岗位练兵、技术比武、实际操作演示等形式方法，分类组织培训，不断提高员工的安全技能和自身素养，从而形成自我约束机制，使安全行为从他律走向自律，促进安全生产的稳定进展。㈨强化生产现场治理。通过组织现场安全会、安全检查整改会，矿领导步行检查、队领导现场带班、班组长现场盯班等有效形式，加大现场监视检查的力度，把各项防范措施落实在事故发生之前，将事故隐患消灭在萌芽状态。依托高素养员工的自律和强有力的监管机制，形成自保互保的安全秩序。㈩建立专业保安与群众监管相结合、干部与员工相结合、员工与家属注安康、关爱生命”的热忱，最大限度堵塞漏洞，消退隐患，为建设本质安全型