煤电上网电价在燃煤基准价上下浮动20%、燃煤发电企业可与各类电力用户直接交易形成价格、建立燃煤发电调节容量市场……为推进云南省燃煤发电市场化改革，完善主要由市场决定燃煤发电价格的机制，云南省将于2023年1月1日起试行《云南省燃煤发电市场化改革实施方案(试行)》。

 

近年来，面对电煤价格高位运行、不少燃煤发电企业亏损、煤炭供应不足等多重困难和挑战，云南放开全部燃煤发电电量上网电价，建立起“能跌能涨”的市场化电价形成机制。此次发布的方案再度明确，燃煤发电上网电量市场交易价格为云南省燃煤发电基准价上下浮动20%，但高耗能用户交易电价不受上浮20%限制。

 

同时，为推进电价市场化改革，云南鼓励各类电力用户与燃煤发电企业通过双边、集中交易等方式，签订交易合同，交易价格在合理区间内形成。方案试行期内，褐煤发电企业优先与非高耗能用户足额交易，高耗能用户要优先与烟煤无烟煤发电企业进行交易，售电公司按签约零售用户用电比例执行。同时，鼓励电力用户通过燃煤发电电量与清洁能源电量置换、绿证交易等方式实现低碳零碳生产经营。

 

对于云南省外电能量市场，方案明确，按照西电东送框架协议，云电送粤框架协议电量中的燃煤发电电量按省内、省外用电量占比纳入年度优先发电计划，双方年初商定电量，参与广东电力市场交易。年度合同按照云南省燃煤发电基准价上浮20%顺推形成落地电价结算。参与广东现货市场的电量，当价格低于云南省月度燃煤发电结算价格时，按照云南省月度燃煤发电结算价格结算；当价格高于云南省月度燃煤发电结算价格时，按照广东现货市场价格结算。云电送桂电量及价格形成机制参照执行。

 

方案还明确，设立燃煤发电调节容量市场。按照各类电源、用户对调节能力和系统容量的不同需求差异化分摊调节容量成本，逐步建立与系统负荷曲线一致性相挂钩的调节容量市场交易机制。先期鼓励未自建新型储能设施或未购买共享储能服务达到装机规模10%的风电和光伏发电企业，自行向省内燃煤发电企业购买系统调节服务。燃煤发电企业最大发电能力和最小发电能力之间的可调节空间参与调节容量市场交易，试行期先按烟煤无烟煤额定装机容量的40%参与燃煤发电调节容量市场交易（褐煤发电企业暂不参与），并根据市场供需变化动态调整。燃煤发电调节容量价格由买卖双方在220元/千瓦·年上下浮动30%区间范围内自主协商形成。未自建新型储能设施、未购买共享储能服务且未购买燃煤发电系统调节服务的新能源项目上网电价按清洁能源市场交易均价的90%结算，结算差额资金纳入电力成本分担机制。风电和光伏发电企业所购容量超出自用部分，可参与调节容量市场进行交易。