中国储能网讯：近日，昆明电力交易中心发布了《云南电力市场2018年运行分析及2019年市场预测》（以下简称《云南电力》）报告，系统总结了2018年云南省的电力交易情况，并对2019年云南省的电力交易市场进行了预测分析。

电改5年电价稳定  18年省内市场均价每千瓦时 0.177元

2018年是云南电力市场化改革的第一个五年，电量稳步增长，电价保持稳定。市场化电量占云南电网公司省内售电量的62.8%，占大工业电量的96.1%，继续位居全国前列。省内主要用电行业平均开工率达到 61.4%，同比增长3.2个百分点。省内交易电量851亿千瓦时，同比增长21%，省内市场均价每千瓦时 0.177元。

2018年，云南跨省跨区“计划+市场”交易机制日益成熟，全年西电东送电量 1380 亿千瓦时，同比增长11%，较年度计划增送265亿千瓦时， 其中通过市场化交易机制成交电量 150亿千瓦时。电力行业实现规模以上工业增加值增速18.3%，依然是拉动工业经济增长的重要动力。

全网统调累计发电量2804.53亿千瓦时  全社会用电量1679.1亿千瓦时

装机方面，2018年云南电网新增装机540万千瓦，主要为苗尾、大华桥、黄登、里底、乌弄龙等水电厂以及风电和光伏等新能源投产。截至2018年底，云南省全口径装机容量9245 万千瓦，其中纳入省调平衡装机容量7740万千瓦（水电5342万千瓦，占总装机的69%；火电 1240万千瓦，占总装机的 16%；风电848万千瓦，占总装机的11%；光伏310万千瓦，占总装机的4%），地调调管电源装机容量1186万千瓦，并入国家电网的向家坝右岸电厂装机容量 320万千瓦。

发电方面，2018年，全网统调累计发电量2804.53亿千瓦时，同比增长12.83%。其中，以水电为主的清洁能源发电量 2595.84亿千瓦时，同比增长11.90%（水电 2344.13亿千瓦时，同比增长11.15%；风电219.29亿千瓦时，同比增长18.86%；光伏32.42亿千瓦时，同比增长23.14%），清洁能源发电量占比92.56%；火电发电量208.69亿千瓦时，同比增长25.89%。

用电方面，2018年，云南省全社会用电量1679.1亿千瓦时，同比增长9.2%，其中：第一产业用电量13.49亿千瓦时，同比增长23.51%；第二产业用电量 1216.11亿千瓦时，同比增长8.73%；第三产业用电量217.58亿千瓦时，同比增长9.72%；城乡居民生活用电量231.89 亿千瓦时，同比增长10.23%。比南方五省区全社会用电量增速（8.3%）高0.9个百分点，增速列南方五省区第二位。

西电东送电量1380.5亿千瓦时、境外送电量18.5亿千瓦时  同比增长11.13%、28.47%

西电东送方面，2018年随着±800千伏滇西北直流（新东直流）双极投运，云南外送能力提升至 3115 万千瓦。

送电量方面，在“计划+市场”的交易模式下，2018年送电量（含溪洛渡）1380.50亿千瓦时，同比增长11.13%，较年度计划增送264.72亿千瓦时。其中云南电网公司完成西电东送电量1051.24亿千瓦时，同比增长6.55%，比年度计划增送 156.15亿千瓦时；溪洛渡送广东电量328.95亿千瓦时，同比增长28.69%，比年度计划增送108.58亿千瓦时。

云南电网公司的西电东送电量中，送广东917.39亿千瓦时，同比增长7.26%，比年度计划增送152.29亿千瓦时，其中通过跨省跨区市场机制交易的电量为148.64亿千瓦时（结算电量），平均成交价每千瓦时0.16753元；送广西133.85亿千瓦时，同比增长1.92%，比年度计划增送3.85亿千瓦时。

2018年，滇西北直流实际送电 184.19亿千瓦时，其中配套电源送电126.40亿千瓦时，非配套电源送电56.26亿千瓦时。由于送电价格未确定，2018年滇西北直流的全部送电量暂按西电东送框架协议内价格预结算，待送电价格确定后再做清算。

表 1-1：2018 年云南西电东送市场化交易统计（单位：万千瓦时、元/千瓦时）

跨省跨区交易方面，2017年 6月，云南省能源局明确了第一批参加跨省跨区市场化交易的 14家水电厂名单；2017年 11月，省能源局新增苗尾、龙江水电站参与跨省跨区市场化交易。2018年6月，云南省能源局印发《关于有关电站纳入云贵水火置换电量承接范围的通知》，新增马鹿塘、普西桥、泗南江等3家电站可以参与云贵水火置换交易；2018 年底，云南省共放开19家电厂参与跨省跨区交易，合计装机3036.4万千瓦，占中调及以上水电装机的 56.8%。

2018年广州电力交易中心组织的云南跨省跨区交易中，共有15场次具有成交记录，云南电厂侧累计成交市场化电量150.03亿千瓦时，平均成交价每千瓦时0.16753元。其中，云南增送广东市场化交易成交电量106.87亿千瓦时，平均成交价每千瓦时0.17751元；云贵水火置换交易成交电量43.4亿千瓦时，平均成交价每千瓦时0.143元。

境外送电方面，2018 年，境外送电量完成电量18.5亿千瓦时，同比增长28.47%。其中送越南 17.24亿千瓦时，同比增长30.36%；受老挝北部南乌江、南康河梯级水电站相继投产后当地电力供大于求影响，老方2018年无购电，送老挝0亿千瓦时，同比减少99.92%；送缅甸1.26亿千瓦时，同比增长49.75%。

443家电厂、7109家电力用户、110家售电公司完成市场准入

市场交易方面，2018年市场整体放开程度与2017年基本一致，用户侧放开符合国家产业政策、环保安全、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）；电厂侧放开纳入省调电力电量平衡的风电场、光伏电厂、火电厂、2004年1月1日后投产由总调调度、省调调度、省地共调水电厂。

在开放的市场环境下，截至2018年12月底，共7662家市场主体完成市场准入。电厂方面，共 443家电厂完成市场准入，其中，水电202家，风电153 家，光伏77 家，火电11 家，合计装机7366.4万千瓦；用户方面，共7109家电力用户完成市场准入；售电公司方面，共110家售电公司完成市场准入。

图 2-1：云南电力市场注册主体数量持续增长

图 2-2：2018 年 12 月底云南电力市场电厂注册情况

图 2-3：2018 年 12 月底云南电力市场用户注册情况

除部分电量较小、对电价不敏感的小微用户自主选择暂不参与交易外，其他大工业用户均参与了电力市场化交易，全年共成交电量850.99亿千瓦时，同比增长21.03%，占全省大工业用电量的94.67%，占全部用电量的62.74%。

表 2-1：2018 年云南电力市场化交易电价统计（单位：元/千瓦时）

图 2-4：2018 年云南电力市场化交易成交电价统计

在交易价格方面，2018年云南电力市场化交易成交价格整体处于合理区间，售方平均成交价每千瓦时 0.177 元。在1至4月的枯期，售方平均成交价在每千瓦时0.221元左右；进入5月，部分水电厂来水增加，电力供应能力有所增强，5月售方平均成交价每千瓦时0.21元；进入6月，随着各流域来水持续增加，大部分水电厂供应能力增加，6月售方平均成交价每千瓦时0.142 元；进入7月，随着主汛期的全面到来，水电发电能力大幅增加，部分调节能力差的电厂开始弃水，市场价格继续下降，在汛期的7至10月，售方平均成交价维持在每千瓦时0.116 至0.124元；进入11月，随着枯期来水的持续减退，全网水电发电能力大幅降低，售方平均成交价回升至每千瓦时0.205元，并于12月进一步回升至每千瓦时0.22元。

在交易类型方面，昆明电力交易中心按照省工业和信息化委、省发展改革委、省能源局联合下发的《关于印发 2018年云南电力市场化交易实施方案的通知》（云工信电力〔2017〕655 号）（下称《方案》），组织开展了年度、月度、日前电力市场化交易589场次，包括年度双边协商交易、月度双边协商交易、集中撮合交易、连续挂牌交易、增量挂牌交易、补充双边交易、西电东送框架协议内电量分配、日前电量交易及事前双边互保、事后合约转让交易等。

2018年具体分配比例为：年度46.78%、月度52.06%、日前交易电量为1.16%。

年度主要开展双边协商交易，成交电量398.11亿千瓦时，平均成交价每千瓦时0.17851元。

月度主要开展双边协商、集中撮合、连续挂牌、增量挂牌交易，成交电量443亿千瓦时，平均成交价每千瓦时0.17569元。其中双边交易成交电量 425.72 亿千瓦时，占全部交易电量的50.03%，平均成交价每千瓦时0.17432 元；集中撮合交易成交电量6.49亿千瓦时，占全部交易电量的 0.76%，平均成交价每千瓦时0.21540元；挂牌交易成交电量 10.79 亿千瓦时，占全部交易电量的 1.27%， 平均成交价每千瓦时0.20583 元。

日前交易成交电量9.88亿千瓦时，占全部交易电量的 1.16%，平均成交价每千瓦时 0.20218 元。

表 2-2：2018 年云南电力市场化交易成交电量统计（分周期）（单位：亿千瓦时）

表 2-3：2018 年云南电力市场化交易成交电价统计（分周期）（单位：元/千瓦时）

表 2-4：2018 年云南电力市场化交易成交电量统计（分品种）（单位：亿千瓦时）

表 2-5：2018 年云南电力市场化交易成交电价统计（分品种）（单位：元/千瓦时）

图 2-5：2018 年年度双边协商交易成交电量统计

根据《方案》，年度双边合同成交电价在分月电量交割之前可自行协商修改，部分市场主体通常在签订年度双边合同时共同约定以月度集中撮合交易平均成交价作为参考，上下浮动一定的比例作为最终的成交价。2018 年，年度双边合同售方初始平均成交价每千瓦时 0.17858 元，最终平均成交价每千瓦时0.17851元，每千瓦时较初始成交价降低 0.007分，每千瓦时较月度市场平均成交价高0.00106元。

表 2-7：2018 年年度双边协商交易成交电价统计（单位：元/千瓦时）

图 2-7：2018 年月度双边协商交易成交电量统计

月度双边协商交易与年度双边协商交易类似，在集中市场交易结束、交割月之前，可以对已签订的双边合约价格进行调整。通过实行“基准价格+浮动机制”的价格调整机制，为市场主体提供了一种科学的价格避险手段，在防范市场风险的同时，不断提高市场的资源配置效率。2018年，月度双边协商交易售方初成交价每千瓦时0.17327元，最终成交价每千瓦时0.16911元，较初始电价每千瓦时降低 0.416分。

表 2-9：2018 年月度双边协商交易成交电价统计（单位：元/千瓦时）

图 2-8：2018 年月度双边协商交易成交电价统计

在集中市场交易结束后，云南还开设了双边协商补充交易，全年共1021家电力用户（售电公司）与 218 家电厂参与签订了双边协商补充交易，涉及合同 2901 份，初始成交电量9.43亿千瓦时，经过安全校核后，最终成交电量9.24亿千瓦时，售方平均成交价每千瓦时 0.19309 元。

表 2-10：2018 年双边协商补充交易成交电量统计（单位：亿千瓦时）

图 2-9：2018 年双边协商补充交易成交电量统计

由于双边协商补充交易为每月最后开展的月度直接交易，价格全年来看波动幅度较大，受集中市场成交量价信息和省内供求关系影响，呈现出汛期均价低于年度、月度双边协商交易均价的特点。从全年来看，双边协商补充交易最低成交价为9月的每千瓦时0.08685元，最高成交价为12月的每千瓦时0.22274元，全年售方平均成交价为0.19309元，处于双边协商交易均价与集中市场均价之间。

表 2-11：2018 年双边协商补充交易成交电价统计（单位：元/千瓦时）

图 2-10：2018 年双边协商补充交易成交电价统计

在集中市场交易结束后，市场主体剩余未成交的电量，还可以通过双边协商补充交易的形式继续成交。在集中市场之后开展双边协商补充交易，便于市场主体在充分掌握集中市场成交量价信息后，再行协商确定补充双边协商交易的量价合同，降低了市场主体在集中市场不能充分成交、导致偏差考核的风险，但同时也延长了双边市场的交易周期， 压缩了集中市场的竞争空间。

2018年，由于大部分电量都通过双边协商的方式成交，集中市场整体成交规模减小。月度集中撮合交易中，购方共有272家电力用户（售电公司）参与申报，累计申报电量20亿千瓦时；售方累计申报电量396.48亿千瓦时。全年集中撮合交易累计成交电量6.49亿千瓦时，占省内市场化成交电量的0.76%。

表 2-12：2018 年月度集中撮合交易成交电量统计（单位：亿千瓦时）

图 2-11：2018 年月度集中撮合交易成交电量统计

随着市场规则的不断完善和市场主体市场意识的不断增强，2018年，大部分市场主体选择通过双边协商的方式参与市场，集中撮合交易成交规模不断缩减，成交电量占月度市场成交电量的比例较2017年降低 13.14个百分点，其中最高占比为2.04%（2月），最低仅占0.04%（10月）。虽然月度集中撮合交易市场占比进一步缩减，但是月度集中撮合交易依然发挥着发现市场价格信号的作用，主要体现在：一是双边交易中，很多市场主体以集中撮合交易平均成交价为“标杆”，按照约定的浮动机制来确定双边交易电量的最终成交价；二是连续挂牌交易中，市场主体通常将参考集中撮合交易平均成交价进行报价；三是售电公司的价格保底服务模式中，通常将用户成交价低于集中撮合交易平均成交价作为收取交易服务费的前提条件。2018年，月度集中撮合交易平均成交价每千瓦时0.21540元，在枯平期的1至5月价格比较平稳，维持在每千瓦时0.22元左右，6月份由于开始进入雨季，市场普遍预期电量供给增加，交易平均成交价为每千瓦时0.169元，在主汛期7至10月份均为“地板价”每千瓦时0.13元，11、12月逐步回升至每千瓦时0.22205元。

表 2-13：2018年月度集中撮合交易成交电价统计（单位：元/千瓦时）

图 2-12：2018 年月度集中撮合交易成交电价统计

2018年，云南电力市场首次引入连续挂牌交易，采用跟股票交易相同的集合竞价、连续竞价规则开展电力交易，大幅提高了集中市场的交易效率，该交易也有望成为中长期电力交易集中市场的主要规则。

连续挂牌交易主要分为三个环节，分别为信息公示、集中竞价和连续竞价。信息公示类似股票的发行市场，只有公示了电量、电价的市场主体，才能参与后续的交易阶段，公示电量即为后续可成交电量的上限，电价仅作为市场参考信息，也具有向其他市场主体传递价格信号的作用。集中竞价由市场主体在开盘20分钟内，各自申报电量、电价，不区分申报时间，20分钟后按照成交规则成交一次，未成交部分自动转入连续竞价阶段，视为同一时间申报。在汛期，电厂侧大多会在集中竞价阶段将所有可交易电量按“地板价”进行申报，以抢占“时间”优势。连续竞价阶段，购售双方的市场主体进行实时下单、撤单、修改等操作，按照“价格优先、时间优先”原则即时匹配成交，此时的“时间”以交易系统服务器接收到有效申报数据的时间为准。

2018年，共有232家电力用户（售电公司）参与申报，累计申报电量21.78亿千瓦时；共167家电厂参与申报，累计申报电量321.96亿千瓦时；全年连续挂牌交易累计成交电量10.18 亿千瓦时，占省内市场化成交电量的1.2%。

表 2-14：2018 年月度连续挂牌交易成交电量统计（单位：亿千瓦时）

图 2-13：2018 年月度连续挂牌交易成交电量统计

从成交电价来看，连续挂牌交易具有以下特点：（1）信息公示阶段，购售双方都希望能把对自己更有利的价格信号传递给对方，售方公示的价格往往都高于意愿价格，同理，购方公示的价格一般都低于意愿价格，故该阶段能够形成价差的电量很少；（2）在集中竞价阶段，因为后续还有成交机会，因此市场主体在此阶段基本都是按照自身的价格预期申报，甚至电厂还会适当将抬高价格预期，用户适当将压低价格预期；（3）在连续竞价阶段，市场主体会根据集中竞价阶段成交结果，结合当前市场内已有报价，理性调整自身的申报策略，在这个不断博弈的过程中，最终达成一致；（4） 由于连续挂牌交易结束后还有增量挂牌、双边协商补充交易，连续挂牌博弈结果将直接影响到后续交易的均价。因此 在整个连续挂牌交易环节，市场主体大幅调整报价策略的情况比较少，连续挂牌交易的价格基本能够充分代表市场主体对价格的真实预期。

表 2-15：2018 年月度连续挂牌交易成交价格统计（单位：元/千瓦时）

图 2-14：2018 年月度连续挂牌交易成交价格统计

2018年，为鼓励用户扩大生产增加用电量，尤其是汛期多消纳水电，《方案》中设置了增量挂牌交易。其中2018年1-4月以2017年1-4月用电平均值为基数，2018年5-12月以2017年5-12月用电平均值为基数。增量挂牌交易作为集中市场中无最高最低限价的品种，整体成交规模较小，2018年全年共成交0.61亿千瓦时，仅占市场化成交电量的0.07%，平均成交价格每千瓦时0.13406元。6-10月成交0.35亿千瓦时，平均成交价每千瓦时仅0.07 元，远低于其他交易品种成交均价。从实际效果来看，增量挂牌交易的成交电量较小，主要原因：一是在多年市场化交易的激励下，大部分用户已经充分生产，新增用电量不多；二是增量挂牌交易的条件、考核都十分严格，用户即使有增量，但也不选择通过增量挂牌交易成交，以免生产波动导致被考核；三是虽然增量挂牌交易不受限价，但其他交易品种的成交价格也已经能充分满足用户的电价诉求，用户选择参加增量挂牌交易的意 愿不强。

表 2-16：2018 年月度增量挂牌交易成交电量统计（单位：亿千瓦时）

图 2-15：2018 年月度增量挂牌交易成交电量统计

表 2-17：2018 年月度增量挂牌交易成交电价统计（单位：元/千瓦时）

图 2-16：2018 年月度增量挂牌交易成交电价统计

为帮助市场主体降低偏差，在每月月度交易结束后，市场主体可根据最新发、用电计划，当一方无法履行合同时，可以向交易中心提交互保申请，经审核通过后，电厂之间或电力用户（售电公司）之间能针对已签订的双边合同进行互保交易。2018年共有17家电厂作为出让方，28家电厂作为受让方参与电厂双边互保交易，成交电量20.07亿千瓦时，平均成交价每千瓦时 0.21372元。用户侧共11家电力用户（售电公司）作为出让方，24家电力用户（售电公司）作为受让方参与用户双边互保交易，成交电量7.18亿千瓦时，平均成交价每千瓦时 0.19426 元。

综合来看，互保交易多集中在下半年，由于2018年双边交易电量较大，大部分市场主体的双边协商交易电量都倾向于统筹考虑全年电量，但在年初预计的发、用电量与实际计划往往存在较大偏差，解除已有双边合同重新签订又将花费较高的交易成本，故部分市场主体更愿意通过双边互保交易降低偏差考核风险。

表 2-18：2018 年双边协商互保交易成交电量、电价统计（单位：亿千瓦时、元/千瓦时）

图 2-17：2018 年双边协商互保交易成交电量、电价统计（电厂侧）

图 2-18：2018 年双边协商互保交易成交电量、电价统计（用户侧）

2018年，为进一步降低市场主体偏差考核风险，在发、用电结束后，电厂之间或电力用户（售电公司）之间可以通过事后合约转让的方式，将自身偏差电量进行转让。事后合约转让共有三种交易方式，分别为合约协商转让交易、合约挂牌转让交易以及同一发电集团合约转让交易。

总体来看，市场主体多选择协商转让的方式参与事后合约转让交易，电厂侧事后合约转让共成交电量 36.36 亿千瓦时，其中通过协商转让成交电量35.29亿千瓦时，占电厂事后合约转让总成交电量的97.07%；用户侧事后合约转让共成交电量19.21亿千瓦时，其中通过协商转让成交电量 18.96亿千瓦时，占用户侧事后合约转让总成交电量的98.73%。合约挂牌转让成交的电量占事后合约转让比例较小，电厂侧仅1.34%，用户侧仅1.27%。市场主体通过事后合约转让交易降低偏差考核的同时，提高了双边协商交易履约率，避免由于双边履约率较低而被取消双边交易资格。

表 2-19：2018 年事后合约转让交易成交电量、电价统计（电厂侧）（单位：亿千瓦时、元/千瓦时）

图 2-19：2018 年事后合约转让交易成交电量、电价统计（电厂侧）

表 2-202018 年事后合约转让交易成交电量、电价统计（用户侧）

（单位：亿千瓦时、元/千瓦时）

图 2-20：2018 年事后合约转让交易成交电量、电价统计（用户侧）

日前交易方面，2018年，昆明电力交易中心按日组织开展了日前电量交易，截止到年底共有 443家电厂（全部注册电厂）、388 家电力用户和104家售电公司（全部注册售电公司）具备日前电量交易资格，累计成交电量9.88亿千瓦时。

2018年大部分市场主体依然将日前电量交易作为当月发、用电的补充交易，用户侧通过日交易避免超用电量按超用价格结算，清洁能源电厂通过日交易提高市场化电量成交比。从分月成交情况来看，春节以后，随着用电市场的逐步复苏和企稳，一季度日前电量交易市场较为平稳，每月成交电量在1.4亿千瓦时左右；4月份，随着省内和全国经济形势较好，开工率保持较高水平，日前电量交易成交电量提高至1.64亿千瓦时；进入枯汛转换的5、6月，购售双方的市场博弈程度进一步加深，双边成交电量较大，日前电量交易市场开始萎缩，从5月成交1.2亿千瓦时减少至6月的0.52亿千瓦时；进入汛期，云南电力市场就变成了买方市场，而汛期月度交易成交较充分，且部分月份超用价格低于日前电量交易最低限价，所以汛期日前电量交易规模较小，7-10月共成交0.26亿千瓦时；从11月下旬开始，日前电量交易市场开始复苏，11、12 每月成交电量在0.98亿千瓦时左右。

表 2-21：2018 年日前电量交易成交电量统计（单位：亿千瓦时）

图 2-21：2018 年日前电量交易成交电量统计

从每日成交情况来看，由于仅次日用电需求超出日前电量交易申报基准值的部分，才可参与日前电量交易，在月初的时候日前电量交易参与用户数、电量规模往往较小，随着时间推移，到月末时参与用户数与交易规模均达到最高值。 2018年，最高成交电量发生在 11 月30日，成交电量2513万千瓦时。2018年日前电量交易成交电量曲线如下图所示。

图 2-22：2018 年日前电量交易成交电量曲线（按日）

价格方面，日前电量交易作为对年度、月度各交易品种的补充，成交价格变化趋势不但受当前市场供需形势的影响，还受市场主体对市场的预期影响，但总体变化趋势与集中市场和月度市场平均成交价格一致。

表 2-22：2018 年日前电量交易成交电价统计（单位：元/千瓦时）

图 2-23：2018 年日前电量交易成交电价统计

售电公司参与交易方面，自从售电公司进入云南电力市场以来，经过近两年的培育，成效十分显著。截至2018年12月底，共110家售电公司完成市场准入程序，另有4家售电公司正在公示，已履行信用保证的售电公司共有63家，共完成电力用户委托服务授权5424户。售电公司成交电量保持稳步上升，从年初的39.93亿千瓦时，仅占市场化交易电量57%，上升至年底的54.52亿千瓦时，占市场化交易比例的71.1%。特别是在汛期，售电公司代理成交电量不断增加，10月成交58.47亿千瓦时，为全年最高值，占比为76.2%。

表 2-23：2018 年售电公司成交电量统计（单位：亿千瓦时）

图 2-24：2018 年售电公司成交电量统计

成交电价方面，经过四年培育，云南电力市场中电力用户的市场意识、市场能力较为成熟，且市场的信息透明度很高，这对售电公司的能力提出了更高要求。售电公司只有通过不断提升业务能力，为用户提供更加优质的服务，才能吸引更多用户。从实际交易情况来看，2018年售电公司平均成交价基本与市场平均价保持一致，表明售电公司能够较为准确地把握市场走势，同时也对市场稳定运行起着不可或缺的重要作用。

表 2-24：2018 年售电公司成交电价统计（单位：元/千瓦时）

图 2-25：2018 年售电公司成交电价统计

2018 年，市场化电厂在省内市场累计成交电量 850.99 亿千瓦时，同比增长 21.03%，以水电为主的清洁能源成交电量 828.55亿千瓦时，占总成交电量的 97.36%，平均成交价每千瓦时0.17630元，其中，水电成交电量697.9亿千瓦时，占总成交电量的82.01%，平均成交价每千瓦时0.16766元；风电成交电量118.07亿千瓦时，占总成交电量的13.87%，平均成交价每千瓦时0.22264元；光伏成交电量12.58亿千瓦时，占总成交电量的1.48%，平均成交价每千瓦时0.22044元。火电成交电量22.44亿千瓦时，占总成交电量的2.64%，平均成交价每千瓦时0.21477元。

表 2-25：2018 年分电源类型成交电量、电价统计（单位：亿千瓦时，元/千瓦时）

分地区来看，昆明、曲靖、红河、玉溪地区用户的市场化交易电量达634.68亿千瓦时，占全部市场化交易电量的76.13%，其中曲靖地区成交198.3亿千瓦时，占全部交易电量的 23.78%；昆明地区成交193亿千瓦时，占全部交易电量的23.15%；红河地区成交153.3亿千瓦时，占全部市场化交易电量的18.39%；玉溪地区成交90.1亿千瓦时，占全部市场化交易电量的10.81%。

表 2-26：2018 年云南电力市场化交易电量、电价统计（分地区）（单位：亿千瓦时、元/千瓦时）

2018年 云南电力“三稳三进” 枯平期电价0.23元左右

2018年，云南电力市场整体呈现出“稳中有进”的特点，具体表现为“三稳三进”：

一是政策稳。2018年以来，昆明电力交易中心严格按照《方案》开展电力市场化交易组织、结算工作。在市场运行过程中，政府未出台补充政策进行市场干预，市场机制运行平稳。2018 年全年未出现市 场争议或市场中止情况。

二是价格稳。2018 年市场价格信号准确反映了供需形势 变化，市场平均价格始终保持平稳。云南电力市场的价格呈 现明显的丰枯特性，2018 年枯平期均价维持在每千瓦时0.23元左右，且每千瓦时同比上涨了约4厘钱；汛期均价维持在每千瓦时0.12元左右，这与2018年供需形势整体呈现“枯期紧张，汛期富余”的特点相一致。

三是机制稳。形成了“中长期交易为主”“激励机制设计”“价格联动机制”“水火同台竞争”等一系列可复制、 可推广、可借鉴的经验，多项做法和经验与国家发展改革委、国家能源局印发的“1027号文”高度契合。2018年7月，国家能源局以《砥砺前行中的云南电力体制改革》为题，在能源体制改革内部专刊《能源工作》上专题介绍云南电改经验，在全国发改、能源系统内部进行宣传。2018年7月的《电力决策与舆情参考》刊登署名文章《云南电力市场激励机制设计及应用》，全面总结体现云南市场机制设计的科学性、先进性，在行业内引起强烈关注和反响。

四是电量进一步增长。2018年省内市场化交易电量超过850 亿千瓦时，同比增长超过21%，交易电量连续五年保持两位数以上高速增长。 其中清洁能源交易电量占比超过 97%，居全国前列。交易电量占云南电网公司省内售电量的比例超过 62%。

五是市场进一步活跃。经过几年的市场培育和有效激励，云南电力市场参与者的市场意识显著提升，市场活跃程度不断增强，市场能够吸引发电企业、电力用户等市场主体积极参与市场交易。截至2018年12月底，在昆明电力交易中心完成注册准入的市场主体共7662家，主体规模是市场初期的3倍，表明市场主体对云南电力市场的信心表现强劲，愿意到市场中积极参与竞争。其中，发电企业443家，合计装机容量 7366.375万千瓦，占全省发电装机的78.6%；电力用户7109家；售电公司110家，缴纳保证金的售电公司63家，市场表现十分活跃。

六是优质服务进一步提升。“互联网+电力交易”信息系统的功能进一步完善，与电网企业调度、营销、计量以及 银行、税务信息系统实现互联互通，主体注册、电力交易、 结算凭据出具、电子合同签订等业务全部实现网上“一站式”办理。拓展形成“两端一微一网”线上服务渠道（电脑客户 端，移动客户端，微信公众号，官方网站）。与统一电力服务热线 95598 联动，为市场主体提供便捷化的语音咨询服务。 建成视频会议系统，为市场主体提供远程培训等服务。建成全国首个电力市场领域的综合金融服务平台——“电交 e 通”。2018年云南省能监办组织2018年度电力交易机构第三方客户满意度测评，昆明电力交易中心得分 91.75 分（总分 100 分），充分体现市场主体对交易中心服务质量的肯定。

成绩斐然  问题不少

2018年，云南电力交易成绩斐然，但也存在不少问题，主要表现在：

1. 双边交易电量比例较高，存在一定的履约风险。

2018年双边市场共成交电量823.84亿千瓦时，占市场总成交电量的96.81%，部分用户的全部电量都是通过双边协商交易购买。在实际执行过程中，由于预测偏差、生产计划 调整、设备故障以及其他一些不可预见的因素，导致用户无 法完成双边协商交易电量，从而被考核。2018 年共有 12 家 用户因双边协商交易电量完成比例低而被取消双边交易权限。电厂侧2018年先结算市场化交易电量，双边交易量过 大将挤占优先电量，导致优先电量在当月无法完成而向后续 月份滚动，对其他发电企业和整体平衡也造成一定影响。

2. 部分品种价格信号不准确。

整体来看，2018 年市场价格信号准确反映了供需形势变化，市场价格始终保持平稳，但是部分交易品种存在价格信号失真的情况，增量挂牌交易尤为明显。2018年增量挂牌交易成交电量仅占总成交电量的0.07%，但其最低价格仅为每千瓦时4分钱，明显偏离合理价格区间，释放出不良的价格信号。

3. 火电参与市场的激励问题。

2018年省内、省外用电需求持续旺盛，全省电力供需形 势由“全年富余”向“汛期富余，枯期紧张”转换。为鼓励火电企业枯期开机发电，保障省内电力供需平衡，云南省发展和改革委员会、云南省工业和信息化委员会下发《关于做好 2018年1至5月电力运行和市场化交易有关事项的通知》（云发改能源〔2018〕86号）和《关于进一步做好二季度电力保障工作的通知》（云工信电力〔2018〕126号），通过一系列机制激发火电发电积极性，在2018年收到了良好成效。但上述机制均为临时性措施，还未固化形成长效机制，不能给火电企业一个准确的收益预期，不利于火电企业提前 安排存煤和生产，需要进一步完善。

4. 售电公司经营规范化运作的问题。

截至2018年12月底，共110家售电公司完成市场准入程序，另有4家售电公司正在公示，已履行信用保证的售电公司共有63家，共完成电力用户委托服务授权5424户，占电力用户的76.3%，售电公司已经成为云南电力市场中的一支重要力量。随着一般工商业的放开，云南零售市场将更加活跃。2018年的市场运行过程中，出现了售电公司冒用其他公司人员信息，与发电企业、电力用户等其他市场主体出现纠纷，售电公司初分、终分电量不及时等问题，同时售电公 司也对昆明电力交易中心提出了数据直接接口等服务要求，迫切需要进一步提升对售电公司的规范管理水平，让售电公司在云南电力市场建设中发挥更加积极的作用。

5. 市场信息的透明度、广泛性问题。

对电力用户而言，电力只是其生产要素的一部分，而且具有很强的专业性，因此大部分用户对电力并不是太关注。 虽然云南电力市场已经运行五年，但部分电力用户对市场信息、电价涨跌并未及时掌握，这就为售电公司、售电经纪人 利用信息不对称创造了一定的空间。从长远来看，应该要更好的还原电力的商品属性，让电力成为价格透明、自由买卖的普通商品，所有用户（甚至包括居民）都能随时方便地获得市场价格信息，方便地参与交易，减少直接购买电力的难 度和复杂程度。此时的售电公司、售电经纪人很难再依靠信 息不透明来牟利，而更多的是依靠自身的专业化服务来经 营。因此从市场长远的发展来看，还需要进一步提升市场信 息的透明度和传播的广泛性，以减少市场信息的不对称，促进市场的不断发展完善。

2019年 预计云南用电需求稳步增长

2018已经远去。2019年，国际方面，预计世界经济在经历了较快复苏之后，将面临下行风险。最近国际货币基金组织（IMF）将2019年的全球经济增长预测值从3.9%下调至3.7%。宏观政策高度不确定和金融风险不断积累是影响全球经济放缓的主要因素。不过，整体看全球经济增速还是在一个健康的区间内。从目前情况看，世界正在从传统国际分工走向全球价值链分工。全球金融危机之后，各国货币政策经历了从趋同到分化，再到趋同这样一个过程。整体来看，2019年将面临全球金融环境整体趋紧的态势，但美元指数会继续维持升值态势，国际大宗商品价值将低位徘徊。根据国际货币基金组织预测，2019年中国经济增长率为 6.2%左右。

国内方面。2019年是新中国成立70周年，是决胜全面建成小康社会第一个百年奋斗目标的关键之年，目标仍然是经济稳增长和高质量发展，围绕供给侧结构性改革这条主线，聚焦“去产能、去库存、去杠杆、降成本、补短板”五大任务，全力打好三大攻坚战。但经济下行压力有所加大， 部分企业经营困难较多，长期积累的风险隐患有所暴露。预计2019 年的经济增速可能位于6.2-6.5%的区间，其中房地产投资可能位于5%-8%的区间，制造业投资放缓可能性较大。

预计 2019年消费稳中略缓，消费增长9%左右，略低于2018年。目前工业品的整体价格仍然在上涨，产能扩张并没有出现过热的局面，工业行业整体产能利用率在76%-77%左右， 处于比较高的水平，采矿业、制造业投资增速仍会维持较高的水平，2019年制造业投资增速预计在8%左右。

省内方面。从云南省统计局发布的2018年 1-1月云南经济运行情况来看，今年以来，云南省经济运行总体平稳向好，主要经济指标增速排位靠前，全省工业经济、消费市场、外贸进 出口保持平稳增长、投资结构进一步优化，全省经济运行呈现总体平稳、转型加快、质量提升的良好发展态势。云南省委常委会召开扩大会议研究 2019 年经济工作思路时强调，认清形势、坚定信心、保持跨越式发展良好势头。云南省2019年继续坚持稳中求进工作总基调，坚持新发展理念，坚持以 供给侧结构性改革为主线，统筹推进稳增长、促改革、调结构、惠民生、防风险各项工作，进一步稳就业、稳金融、稳外贸、稳外资、稳投资、稳预期，走出一条高质量跨越式发展的路子来。同时云南为推动高质量发展，将继续重点打造 “绿色能源”“绿色食品”“健康生活目的地”三张牌，为跨越式发展的云南注入绿色高质量发展新动能。综合分析，预计 2019 年全省工业经济平稳增长的可能性较大，但增速有放缓的趋势。

综合来看，随着一系列高质量发展的有利政策落地实施，预计 2019 年整体用电形势较为乐观，但大幅上行压力 较大。

在经济形势延续稳中有进、稳中向好的态势下，加上2019年新增负荷偏多，预计2019年云南省用电需求将稳步增长。

2019年预计新增大工业负荷250万千瓦  新增电量约43亿千瓦时

根据云南电网公司市场营销部发布的预测报告，从新增负荷分析，预计2019年云南省新增大工业负荷为250万千瓦，预计新增电量约43亿千瓦时，其中负荷较大的用户有昭通云铝海鑫铝业（建成未投产部分，55万千瓦）、大理鹤庆溢鑫铝业有限公司（35万千瓦）、丽江隆基硅材料公司二期（6.5万千瓦）、文山马塘水电铝（80万千瓦）、文山富宁神火集团水电铝（75万千瓦）。

综合考虑，预计2019年省内售电量为1443.5亿千瓦时（自然月），同比增长7.5%。

云电送粤方面，根据云电送粤“十三五”框架协议和网公司年度计划，2019年安排云电送粤电量（含溪洛渡）1035 亿千瓦时，比2018年计划电量985亿千瓦时增加50亿千瓦时，其中云南电网送电量 815 亿千瓦时，比计划增加 50 亿 千瓦时。增加原因为滇西北直流已经全面投产，滇西北送粤电量从 150 亿变 200 亿千瓦时。另外，综合考虑云南总外送与溪洛渡电厂发电的关系，溪洛渡电厂上网电量暂安排 260亿千瓦时，其中送广东220亿千瓦时，留存云南40亿千瓦时，均与2018年持平。云电送桂方面，根据南方电网公司下发的年度计划，2019年云电送桂暂按130亿千瓦时考虑。

境外送电方面，2018年全年越南国内生产总值（GDP）增长7.08%，创下11年以来新高。其中，工业和建筑业增长8.85%， 贡献率达到48.6%；服务业增长7.03%，贡献率达到42.7%； 商品和服务出口增长14.27%，商品和服务进口增长12.81%。 因此预计2019年越南自中国购电需求不会有太大变化，保持在15亿千瓦时左右。对缅甸售电量预计0.7亿千瓦时左右， 根据瑞丽江电厂来水和达贡山镍矿的生产情况有所波动。

综上，预计2019年境外送电量为15.85亿千瓦时，其中对越送电量15.15亿千瓦时，送缅甸电量0.7亿千瓦时，无送老挝电量。

发电能力方面，预计2019年将新增191万千瓦装机容量，主要为里底、乌弄龙等水电厂以及风电和光伏等新能源投产。水电方面，新增发电容量132万千瓦；新能源方面，风电新增 33万千瓦、光伏新增12万千瓦；余热及其他类型新增15万千瓦。水电方面，综合考虑近年来各大流域来水周期演化规律和变化趋势，预计2019年各流域除少数水电厂来水趋势为平偏丰水平外，其余总体为平水年、平偏枯或枯水年的可能性较大。其中，澜沧江流域来水预计与多年平均基本持平，金沙江流域来水预计与多年平均基本持平；元江红河流域各水电厂来水与多年平均水平基本持平或偏枯；伊诺瓦底江流域中，大盈江流域水电厂来水可能较多年同期平均水平略偏枯，龙川江流域来水预计与多年平均水平基本持平；珠江流域南盘江梯级各水电厂和鲁布革电厂来水预计均低于多年平均水平。小湾、糯扎渡2019年初水位分别在1239 米、810米附近；2019年入汛前将小湾、糯扎渡水位消落至1170米 和770米附近；汛末蓄至1240米、812米的高水位；年末水位初步按照1230米、810米考虑。水电机组检修按照年度检修进度开展。另外，考虑来水不足和水头不足及机组缺陷等引起容量扣减以及新增水电机组增加发电能力考虑。预计2019年省调平衡水电发电能力约为2549亿千瓦时（含溪洛渡电量）。

火电方面，2018年年底，在政府部门和其余相关单位的督促下，各火电企业开始积极存煤，目前来看部分火电厂来煤形势较好。按照火电预计的最大发电能力安排，滇南三厂1-2月开单机，3-5、12月开双机运行，镇雄、威信两厂1-5、11-12月开单机运行，汛期按涉及安全、供热供气所需电量的最小方式安排，全年可发电量为204亿千瓦时，2019年火 电发电利用小时数可达1643小时。若火电仅按基本运行方 式安排发电，枯期安排革命老区政策性电量、涉及安全和供热供气所需电量（小龙潭单机带28万千瓦负荷，红河、巡检司单机带16万千瓦负荷，镇雄、威信单机带36.5万千瓦负荷，其余保安全机组按要求开机），汛期按涉及安全、供 热供气所需电量的最小方式安排，全年发电量为163亿千瓦时，发电利用小时数为1312小时。新能源及中小水电方面，暂按全额吸纳考虑，风电和太阳能发电能力为261亿千瓦时；地方中小水电发电量为398亿千瓦时。

2019年将全面放开一般工商业用户交易 市场化交易电量预计超900亿千瓦时

市场化交易方面，考虑到2019年全面放开了一般工商业用户参与交易，市场化放开程度比 2018年更高，结合2019年经济形势分析，预计2019年发电企业与电力用户、售电公司之间的直接市场化交易电量将超过900亿千瓦时，如水电铝、水电硅等项目如期投产、市场形势更好，则交易电量将有望进一步增长。

电价方面，综合2019年来水情况、用电增长预测，预计2019年市场价格走势与2018年基本一致，枯平期价格相对较高，市场均价在每千瓦时0.21-0.25元左右；汛期价格相对较低，市场均价在每千瓦时0.11-0.15元左右。

省内交易方面，市场进一步放开。2019年云南在全面放开所有大工业用户的基础上，进一步放开所有一般工商业用户进入市场。至此，云南除了居民生活、农业生产用电之外，其他用户均已放开进入市场。电厂侧，2019 年对应放开了部分地调、县调管辖的110千伏并网小水电进入市场，并探索了小电参与市场交易的三种模式，市场稳步放开。

经过近几年的培育，各方已经逐步适应了云南电力市场的规则，形成比较良好的市场生态，各个主体在市场中的定位越来越准确，对市场的适应越来越好，对市场的信心越来越强。以售电公司为例，2018年底注册的售电公司达到110家，其中缴纳了保证金的售电公司达到65家，比年初增加了30多家。2019年随着一般工商业用户的全面放开，预计云南电力市场的活跃程度、各方主体的市场信心都会进一步增强。

经过市场的遴选，云南电力市场的交易规则从最初的“由简到繁”，逐步过渡到2019年的“由繁到简”，不再设置专项、增量等过于复杂和特殊的交易方式，整个规则更加简洁高效。

2019年 交易方式将减少  结算效率将更高

交易组织方面，仅设置双边协商、连续挂牌、合约转让三种方式；交易结算方面，对优先、市场化等各类型电量统一结算，不再区分结算顺序，结算效率更高；同时对注册、退出、信用评价等方面也进行了大幅优化。整体来讲市场主体参与交易的体验度会更好，有利于营商环境的改善。

2019年，交易规则在保持整体稳定的前提下，增加了较多的市场风险防控措施，主要防控空买、空卖、价格失真、操纵市场等方面的风险。利用风险厌恶理论，设置了“绿”“黄”“红”三类风险控制区。在规则允许范围内（“绿”区），市场主体可以自由交易，享受优质交易服务；达到“黄”区条件可以继续保留在市场中，但需

要受到约束和惩罚，例如累计3个月双边交易完成率低于80%则取消双边交易权限，只能在集中市场进行交易，售电公司评级降低则需要增加保证金额度等；市场主体的行为一旦触碰“红”线，则将被清理出市场。通过完善的风险防控体系，引导市场主体遵规守纪，护航云南电力市场行稳致远。

云南电力市场归根结底是“市场主体”的电力市场， 2019年以市场主体为中心的特征将体现的更为明显。目前已经形成了“两端一微一网一语音”的服务渠道（电脑客户端，移动客户端，微信公众号，官方网站，95598服务热线），在云南省能监办组织的2018年度电力交易机构第三方客户满意度测评中，昆明电力交易中心得分91.75分（总分100分），充分体现市场主体对交易中心服务质量的肯定。2019年昆明电力交易中心将利用已经建成的互联网+视频会议系统提供直播培训等服务，在 2019年交易规则的直播培训中，最大在线人数超过500人，受到市场主体的热烈好评，计划常态化组织电力市场直播讲座、互动答疑等服务。2019年昆明电力交易中心还将对官方网站、移动 APP、交易系统进行改版，呈现更加友好的用户界面和操作体验，对交易服务费采用阶梯收费方式，交易电量规模越大，费率越低，持续提升市场主体的获得感。

2019年，云南电力市场充满诸多挑战。一是电力供应正 处于“全年富余”向“枯期紧张，汛期富余”转变的过程中，省内、省外用电市场快速变化，需要审慎研判、妥善应对。二是清洁能源消纳压力依然很重，市场化交易、水火同台竞价、清洁能源消纳等机制相互交织，需要根据供需形势变化协调用好、用足各项措施，共同促进清洁能源消纳。三是跨省跨区交易快速发展，云贵水火置换、贵州购云电、滇粤水 火置换、市场化增送广东、滇桂水火置换等交易模式多样，价格机制各不相同，需要妥善推动省内、省外两个市场协调发展。四是水电铝、水电硅项目正在快速布局推进，需要密切跟踪落实，做好各项交易服务工作。五是全面放开一般工商业进入市场，对主体注册、交易组织、交易结算等业务都提出更大挑战。六是电力现货市场建设提上日程，需要提前做好中长期与现货交易的衔接。七是随着市场的不断发展， 市场主体对信息公开、优质服务提出了更高要求。

2019年，面对上述风险和挑战，昆明电力交易中心将严格按照改革文件要求和《2019 年云南电力市场化交易实施方案》开展工作。预计全年市场化交易电量将超过900亿千瓦时，力争达到1000亿千瓦时，全年市场价格保持稳定，不出现大的价格波动和市场干预、市场中止。配合广州电力交易中心进一步完善跨省跨区市场化交易机制，完善价格形成机制，促进云南电力资源在更大范围的优化配置，实现全年弃水电量低于2018年。根据水电铝、水电硅项目建设和投产进度，主动做好主体注册、规则培训的交易服务。推进绿色能源数据中心、绿色能源交易中心建设相关工作，为云南 省打造世界一流的“绿色能源牌”作出更大贡献。