为有序推进电力市场安全高效运转，丰富完善能源市场化交易机制规则，作为全国电力市场改革的排头兵，云南自贸区昆明片区昆明电力交易中心以规范市场主体为切入点，以创新电力市场激励为抓手，突出价格机制、电量机制、评价机制、清洁能源消纳机制等“四效协同”，运用正向激励与反向惩戒机制在交易规则中充分体现激励相容，引导市场主体从被动接受到主动参与；从无序竞争到精细合作，初步实现了稳电价、保增长、激活力等目标，在促进电力市场交易能级提升的同时，引领了能源领域电碳联动的绿电革命。

主要措施做法

以激励机制为核心，重点围绕价格激励、电量激励、评价激励、消纳激励四个方面精心设计，保障区域性电力市场安全稳定运行的同时，促进不同市场主体间便捷快速交易。

一是创新价格激励，避免电价失真。如在集中撮合、连续挂牌等环节，不采用统一出清，买卖双方按申报价格成交。使得参与者收益与决策高度关联，激励参与者认真研究规则、优化报价策略、积极参与交易。再比如，购电企业进入电力市场则退出目录电价（目录电价即国家指导的固定电价，云南早于全国4年试行），所有电价均由市场形成。这使得参与者按真实发用电需求参与交易，整体实现购电成本最小和售电收益最大，尽量减少偏差带来的经济损失。

二是设计电量激励，促进充分交易。为克服云南电力市场在汛期因供大于求而弃水，通过在价格较高的西电东送协议电量中安排一定比例奖励电量，激励发电企业在省内完成市场化交易。进入电力市场发电企业全部采用市场电量，取消基数电量，主汛期出现全面富余后，严格按照成交电量安排发电，对不积极交易或交易占比低的发电企业，自行承担弃水损失风险。

三是探索评价激励，倒逼信用建设。建立交易行为动态评价机制，对市场主体按照履约率等指标进行浮动评级。评价等级与交易权限、保证金额度挂钩，鼓励参与者重信守诺。比如，交易中心对售电公司综合其履约意愿、能力、表现等指标按月度开展信用评价，并结合负面行为观察机制按季度开展评级，评级越低所需缴保证金越多。

四是鼓励绿电消纳，引领低碳循环。虽然云南省清洁能源装机比例超过80%，但具备调节能力的仅占18.7%，必须建立水电调蓄能力、火电长期备用补偿等机制充分消纳清洁能源，助力实现“双碳”目标。例如，交易中心给予具备调节能力的发电厂一定调节电量，当个别清洁能源发电厂出现弃水、弃风、弃光时，具备调节能力的发电厂需要少发或不发调节电量，腾出发电空间优先消纳不具备调节能力的清洁能源，以避免弃水、弃风、弃光。而当其他清洁能源电厂发电能力不足时，具备调节能力的水电厂利用库容增发调节电量以满足用电需求。

实践效果

一是主体数量持续增长，市场活跃显著增强。从主体数量看，截至2021年10月底，云南电力市场化注册中发电企业472家，电力用户168947户，售电公司169家，主体规模不断扩大。从交易规模看，云南电力市场中双边交易电量占全部市场化交易电量的比例由2016年10月的53.77%稳步增长至2021年10月的95.73%，市场主体之间还自主形成强强联合、多能互保等一系列互利共赢的合作方式，市场参与者的活力和创造力被有效激发。

二是交易电量稳步增长，交易电价合理保持。云南电力市场不设置交易规模上限，完全由市场自主形成。随着交易品种的不断丰富和参与主体数量的增多，市场交易电量持续增长。2021年云南市场化交易电量预计突破1400亿千瓦时（接近2020年上海全市、陕西全省用电量，全球排名25的马来西亚，年用电1472亿千瓦时），占全社会用电量比例突破70%，市场化程度位居全国前列。通过一系列激励机制，让市场价格始终处于合理区间并保持平稳，避免大起大落。

三是交易水平显著提升，交易行为更加规范。在电力市场机制激励下，促进市场参与者加强交易规则学习，提升交易水平，规范交易行为。以偏差电量为例，在全电量放开的情况下，云南用户侧的偏差电量比例由2016年的3.69%下降至2021年1-10月份的1%以下，有效发挥了市场在资源配置中的决定性作用。

四是绿电占比持续增高，弃水电量大幅降低。以水电为主的绿色能源发电量占比由2014年的84.2%持续提升，2021年1-10月，省内绿色能源发电量2766.87亿千瓦时，占全部发电量90.8%，远高于全国平均水平。在电力市场激励机制及各项措施的综合作用下，2013年至2020年累计减少弃水电量1000亿千瓦时。其中2020年弃水电量由年初预计的55亿千瓦时大幅减少至24亿千瓦时，实现了弃水电量同比下降。除节日调峰、断面受阻产生的技术性弃水外，清洁能源基本实现全额消纳，可再生能源利用率达99.2%，圆满完成国家清洁能源消纳三年行动计划目标。