北极星售电网获悉，云南省发改委、云南省能源局日前联合发布了《2019 年云南电力市场化交易实施方案》，其中包含2019年云南电力市场化交易实施方案、云南电力市场主体准入和退出管理方案细则、云南电力市场主体信用管理实施细则、云南电力市场交易组织实施细则、云南电力市场零售服务实施细则、云南电力市场计量秘结算实施细则、云南电力市场信息披露实施细则。
鼓励组织地州区域内电力交易。在德宏、怒江等送出受阻且电价体系相对独立的地区，为充分消纳地区水电，鼓励地区工业企业生产用电，促进地方经济发展，交易中心根据地区实际情况、地方政府政策以及本方案相关规定探索建立地区电力市场，报省级电力主管部门发布后组织实施。
地区电力市场参与的主体为地区内地调/县调调度的并网运行公用中小水电和市场准入用户。地区内市场准入用户原则上优先参与地区电力市场，有电量缺额再参与全省电力市场。
组织地区电力市场按照双边协商、集中竞争等方式开展，鼓励交易电价与用电量大小、增长幅度、工业产品价格等进行联动，双方互利共赢。
详情如下：
2019 年云南电力市场化交易实施方案
第一章 总则
第一条 为贯彻落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9 号)及其配套文件、《电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源〔2016〕2784 号)、《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》 (发改运行〔2018〕1027 号)、《云南省进一步深化电力体制改革试点方案》(云发〔2016〕10 号)等电力体制改革文件精神，进一步完善我省电力市场结构和市场体系，促进我省电力市场稳定发展，做强做优我省能源产业，在总结近年来我省电力市场建设经验的基础上，结合我省电力系统运行实际，制定本方案。
第二条 本方案名称为《2019 年云南电力市场化交易实施方案》，以下简称方案或交易方案。以本方案为基础制定的相关配套实施细则，包括但不限于：《云南电力市场主体准入和退出管理实施细则》《云南电力市场主体信用管理实施细则》《云南电力市场交易组织实施细则》《云南电力市场计量和结算实施细则》《云南电力市场零售服务实施细则》《云南电力市场信息披露实施细则》。配套实施细则属于本方案的内容范畴，与本方案具有相同效力。在执行过程中，如相关配套实施细则执行条款需优化和调整，但未涉及交易方案变化的，由昆明电力交易中心向省级电力主管部门报备后执行。
第三条 我省电力市场化交易坚持有利于电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，不断提高电力系统运行效率;坚持有利于营造公平、开放的市场环境，发挥市场在资源配置中的决定性作用;坚持加强政府监管职能，更好发挥政府作用，保障有效竞争和市场秩序;坚持节能减排和清洁能源优先上网，促进清洁能源生产和消纳，鼓励用电增长，进一步将我省清洁能源优势转化为经济发展优势，有力支撑我省绿色能源牌战略。
第四条 本方案适用于省内所有发电企业、电网企业、用电企业、售电企业以及并入云南电网统一调度运行的境外电厂，在省外电力交易中心注册通过的售电公司自愿到昆明电力交易中心交易的，需向昆明电力交易中心提供注册资料并报备，省外发电企业、用电企业在具备条件时，依据有关跨省跨区交易规则或有关省区政府协商一致的意见与省内市场主体开展交易。
第五条 本方案所称电力(电量)交易，主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户等市场主体，通过自主协商、集中竞争等市场化方式，以电量为标的，开展的以年、月等为周期的中长期电力交易，以及以日为周期的短期电力交易。
优先发电计划电量现阶段视为厂网双边交易电量，电网企业按照优先发电相关规定统一收购，纳入电力交易范畴执行。
第六条 电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。
第七条 省级电力主管部门负责全省电力市场化交易管理工作，并与国家能源局云南监管办公室在各自职责范围内参与和监管电力市场化工作。
第二章 市场成员
第八条 市场成员包括各类发电企业、售电企业、电网企业、电力用户、电力交易机构、电力调度机构等，其中电力交易机构指昆明电力交易中心有限责任公司(以下简称交易中心);电力调度机构包括各级电力调度机构。
第九条 发电企业的权利和义务：
(一)按本方案参与电力市场化交易，执行优先发电计划，签订和履行市场化交易形成的购售电合同，对自身市场行为负责;
(二)获得公平的输电服务、电网接入服务和电力交易服务，按规定缴纳交易服务费;
(三)执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务;
(四)按规定披露和提供信息，获得市场化交易和输配电服务等相关信息;
(五)法律法规规定的其他权利和义务。
第十条 售电企业(售电公司)、电力用户的权利和义务：
(一)按本方案参与电力市场化交易，签订和履行交易有关合同，提供直接交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息，对自身市场行为负责;
(二)获得公平的输配电服务、电网接入服务和电力交易服务，按规定支付和缴纳购电费、输配电费、政府性基金及附加、交易服务费等;
(三)按规定披露和提供信息，获得市场化交易和输配电服务等相关信息;
(四)服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度机构要求安排用电;
(五)遵守省级电力主管部门有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰，提高电能利用效率，促进电力资源优化配置，保障用电秩序;
(六)法律法规规定的其他权利和义务。
第十一条 电网企业的权利和义务：
(一)保障输配电设施的安全稳定运行;
(二)为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务;
(三)服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统;
(四)向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务;
(五)按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金及附加等;
(六)预测并确定优先购电用户的电量需求，执行优先发用电计划;
(七)按政府定价向优先购电用户以及其他不参与市场化交易的电力用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同;
(八)按规定披露和提供信息;
(九)根据政府授权参与电力市场化交易;
(十)配电网运营企业在配电区域内的供电业务参照上述条款执行;
(十一)法律法规规定的其他权利和义务。
第十二条 交易中心的权利和义务：
(一)按职责起草云南电力市场化交易实施方案和有关实施细则;根据交易方案和有关实施细则制定和发布相关业务指南、业务流程、管理办法;
(二)组织各类电力交易，负责交易平台建设与运维;
(三)负责市场主体的注册管理;
(四)负责向市场主体培训宣贯交易方案及相关规定，指导市场主体参与市场化交易;
(五)编制交易计划;
(六)提供电力交易结算依据(包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等)及相关服务;
(七)监视和分析市场运行情况;
(八)配合省级电力主管部门和国家能源局云南监管办公室对交易方案和有关实施细则进行分析评估，提出修改建议;
(九)负责市场信息管理，按规定披露和发布信息;
(十)按照相关规定开展市场主体交易行为信用评价工作;
(十一)按照相关规定收取交易服务费;
(十二)法律法规规定的其他权利和义务。
第十三条 电力调度机构的权利和义务：
(一)负责安全校核;
(二)按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全;
(三)向交易中心提供安全约束条件和基础数据，配合交易中心履行市场运营职能;
(四)合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行;
(五)按规定披露和提供电网运行的相关信息;
(六)法律法规规定的其他权利和义务。
第三章 市场管理
第一节 市场准入与退出
条 第十四条 交易中心按照《云南省售电侧改革实施方案》(云电改办〔2017〕1 号)、《云南电力市场主体准入和退出管理实施细则》等规定对发电企业、售电公司、电力用户等市场主体的准入和退出进行管理。
第十五条 发电企业分为优先电厂和市场化电厂。
市场化电厂指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、省调、省地共调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)，由于一般工商业放开参与市场化交易，除保山、文山、怒江、迪庆、丽江、德宏、临沧(沧源、永德、镇康)等七个电价体系相对独立的州市外，其他州市地调、县调调管的110kV 及以上电压等级并网运行公用水电厂(以下简称“小水电”)为市场化电厂。
优先电厂指电价体系相对独立的州市地调、县调调管的并网运行公用电厂，非独立价区州市地调、县调调管的 35kV及以下电压等级并网运行公用电厂和 110kV 及以上电压等级并网运行公用非水电厂，2004年 1 月 1日前已投产的总调、省调、省地共调并网运行公用水电厂(调管关系以本文发布日期为准)，以及光伏扶贫项目等按照省级电力主管部门有关文件规定不参与市场化交易的电厂。新投电厂按上述原则划分电厂类别。
优先电厂按本方案参与辅助服务，暂不参与电力市场化交易，发电上网电量由电网企业根据优先发电相关政策统一收购。市场化电厂优先发电计划按照省级电力主管部门有关规定执行。根据地州区域电力市场的建立以及优先购电用户进一步放开参与市场化交易，相应进一步放开优先电厂参与市场化交易。
市场化电厂必须在交易中心进行注册，按本方案参与电力市场化交易。市场化电厂除了优先发电计划电量外，其余电量全部通过市场化竞争获得，新投运机组自进入商业运行起，优先发电计划电量以外的电量全部视为市场化电量。机组如有新投调试电量，调试电量不参与市场化交易，按照调试电量相关价格政策执行。
第十六条 1 至 4 月以及 11 至 12 月风电、光伏电厂不安排保居民电能替代电量，需参与市场化交易。5 至 10 月风电、光伏电厂全部上网电量均安排为保障居民电能替代电量，不参与市场化交易，按照月度连续挂牌交易集中撮合阶段成交均价结算。
1 至 6月、11 至 12 月，火电均可参加市场化交易。7 至10 月，火电仅涉热机组供气所需电量可参与市场化交易。
第十七条 用电企业分为优先购电用户和市场化用户。优先购电用户主要包括一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用户、居民生活用户等，优先购电用户由电网企业统一购电，按照政府定价向优先购电用户保障供电。
市场化用户指符合国家产业政策、环保安全、节能减排要求并已在交易中心注册的执行大工业电价用户和 315kVA及以上的一般工商业专变用户，同时，支持其他一般工商业用户参与电力市场化交易。其中执行大工业电价用户和315kVA 及以上的一般工商业专变用户可以选择直接参与市场化交易或由售电公司代理参与市场化交易，其他一般工商业用户由售电公司代理参与市场化交易。
已注册参与市场化交易的大工业用户其同一户号下的一般工商业用电量默认纳入市场化电量管理，按照本方案参与交易和结算，不再执行政府定价。符合市场准入条件但未在交易中心注册的用户暂由电网企业按照政府定价承担保底供电服务。
省级电力主管部门在有序放开发用电计划等相关政策中明确的优先购电用户，在履行相关注册程序通过后，纳入市场化用户管理，按照本方案参与市场化交易。
符合准入条件的用户一旦注册进入电力市场，三年内不能退出市场，无论是否有交易成交电量，全部用电量均按本方案由市场机制定价，不再执行目录电价。
第十八条 市场化用户退出市场后，由电网企业下属供电企业和拥有配电网运营权的售电公司承担保底供电责任。
其中自愿退出市场用户的保底供电价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，电度电价以居民生活“一户一表”统一电价(不含政府性基金和和附加)为基准的 1.2 倍执行;强制退出市场用户的保底供电价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，电度电价以居民生活“一户一表”统一电价(不含政府性基金和和附加)为基准的 1.5 倍执行;政府性基金及附加按照相应用电类别标准征收。若价格主管部门出台相关政策随当期价格政策执行。
第十九条 售电公司按照相关规定在交易中心注册通过后，可按照本方案和有关实施细则参与电力市场化交易购电，并向用户提供市场化交易零售服务。
第二十条 地方电力公司完成厂网分开、确定输配电价格后其供电用户可参与云南电力市场化交易。地方电力、配电公司应积极进行计量、营销等技术支持系统的建设或改造，实现与交易中心交易平台信息的互联互通，实现地区市场主体的统一注册管理、交易和结算。
第二节 市场主体信用管理
第二十一条 市场主体信用管理的目的
开展市场主体信用管理的目的在于规范市场主体依法合规经营，持续提升市场信用风险控制能力，积极维护电力市场健康、稳定。
第二十二条 市场主体信用管理的原则
(一)服务市场主体。通过建立电力市场主体信用管理体系，着力维护各类市场主体的合法权益，提升市场服务体验。
(二)确保市场公平。各类市场主体权利平等、规则平等，维护公平竞争的市场秩序。
(三)强化风险控制。高度关注市场潜在的风险因素，持续提升市场信用风险管理和控制能力。
第二十三条 交易中心根据市场主体信用评价和诚信记录，相应对市场主体的市场资格、交易业务权限、信用保证额度等进行调整。
第二十四条 云南电力市场采取缴纳信用保证金和履约保函的方式履行交易信用保证。市场主体需履行的信用保证额度与市场主体信用评价机制、市场负面行为观察机制挂钩。
第二十五条 电费、交易服务费、保证金(履约保函)、系统平衡调节资金等费用未按时缴清的市场主体，不得参与市场化交易。其中地调、县调调管的 110kV 市场化电厂 2019年暂不收取交易服务费。
第二十六条 云南电力市场主体信用管理体系包括市场主体信用评价机制、负面行为观察机制和交易信用保证机制。市场主体信用管理具体规定详见《云南电力市场主体信用管理实施细则》。
第三节 零售服务
第二十七条 零售服务关系确立的双方，售电公司和电力用户均必须是在交易中心注册并纳入目录的市场主体。任何单位和个人不得干预用户自由选择售电公司的权利。在一个零售服务关系周期内，电力用户只可与一家售电公司建立零售服务关系。零售服务关系一经确定，电力用户全部电量通过该售电公司购买。零售服务确立的周期不低于三个月。
第二十八条 经双方协商一致，任何一方均可在电力交易系统内发起零售服务关系确立，确立以电子或书面合同方式，由双方法定代表人(授权代理人)在电力交易系统中确认，签订书面合同的，应通过电力交易系统上传向交易中心备案。
第二十九条 零售服务关系建立、变更或解除后，自双方合同约定后续某自然月1 日起生效。
条第三十条 售电公司与电力用户之间零售服务及有关电力交易活动要求详见《云南电力市场零售服务实施细则》。
第四章 交易组织
第一节 交易周期和组织方式
第三十一条 云南电力市场以年、月、日为周期开展交易。
第三十二条 云南电力市场交易分为电力直接交易、合约转让交易。
电力直接交易是指符合准入条件的电力用户、售电公司与发电企业，按照自愿参与、自主协商的原则直接进行的购售电交易，电网企业按规定提供输配电服务。
合约转让交易是指在发电企业之间、电力用户(售电公司)之间，对双方持有的电力合约互相进行转让的交易方式。
第三十三条 云南电力市场交易组织方式包括双边协商、集中撮合、连续挂牌和自主挂牌等方式。
双边协商是指市场主体之间自主协商交易电量、价格，形成双边协商初步意向，在规定时间内通过交易平台进行申报和确认，并经校核成交。
集中撮合是指市场主体均通过交易平台申报电量、价格等信息，申报结束后交易平台对买卖申报进行撮合，并经校核成交。
连续挂牌是指市场主体均通过交易平台申报电量、价格等信息，交易平台对买卖申报逐笔连续撮合，并经校核成交。
自主挂牌是指由挂牌方通过交易平台提出购电、售电或合约转让合同的电量和价格等申请信息，摘牌方通过交易平台接受挂牌方的要约，并经校核成交。
第三十四条 交易组织具体方式详见《云南电力市场交易组织实施细则》。
第二节 交易基本要求
第三十五条 市场化电厂以厂为单位进行交易申报，申报电价和成交电价为上网侧的绝对价格，为含环保电价、含税的价格。
第三十六条 各电厂在某交易环节申报电量不超过发电能力扣减已成交电量和优先发电量。未开机火电厂(当月计划开机电厂除外)增加申报最小开机电量，一般不低于单台机组按稳燃出力运行 7 天电量。若未开机火电厂成交电量低于申报的最小开机电量，则不成交。
第三十七条 市场化用户以户号为单位进行交易申报，售电公司以公司为单位进行交易申报，申报电价和成交电价为电厂上网侧的绝对价格。
第三十八条 电力直接交易申报电量的最小单位为 0.1万千瓦时，且双边协商交易单笔合同申报的月度电量不小于10 万千瓦时，申报电价的最小单位为 0.001 元/千瓦时;合约转让交易申报电量的最小单位为0.0001 万千瓦时，申报电价的最小单位为0.00001元/千瓦时。
条 第三十九条 电厂所有电力交易申报、成交、结算电量均为上网侧电量。如果政府确定的优先发电计划为发电侧负荷，则在交易申报扣减发电能力时，按该厂上年实际平均厂用电率折算至上网侧，发电结束后应按照实际厂用电率将发电侧负荷折算至上网侧进行结算。
第三节 价格机制
第四十条 电力直接交易的成交价格由市场主体通过自主协商、集中竞争等市场化方式形成，第三方不得干预;合约转让交易成交价格为转让的合约电量原成交价格;省内优先发电计划电量和框架协议内跨省跨区电量随着政府定价的放开采取市场化定价方式。
第四十一条 每月月末，双方协商一致后可在交易平台中对次月双边合同电量交易价格进行调整，价格调整的幅度不超过市场均价的5%。
第四十二条 电力交易中输配电价(包括省内、跨省跨区)、相关的政府性基金与附加、交叉补贴等按国家和价格主管部门的有关规定执行。线损电价以用户实际结算的电能价格为基准值，按照国家和价格主管部门规定的综合线损率计算，即线损电价=基准值×综合线损率/(1-综合线损率)。
第四十三条 双边协商交易不进行限价。为保证有序竞争和市场稳定，考虑供需关系，对集中撮合、连续挂牌、自主挂牌等集中竞争方式的电力直接交易设置申报最低限价和最高限价，最低限价为 0.15 元/千瓦时，最高限价为 0.42元/千瓦时。
第四十四条 执行峰谷分时电价的一般工商业用户，注册进入市场后继续执行峰谷分时电价，市场化交易形成的上网电价为平时段电价，考虑到用电高峰需要火电等具有调节能力的电厂调峰，按照平稳过渡原则，在全面推行实施现货市场交易前，根据用电时段，暂定峰时段电价上浮 50%、谷时段电价下浮 50%，确定峰、谷时段电价，结算时根据峰、平、谷时段用电量，分别计算各时段电费。执行峰谷分时电价产生的差额收益，纳入系统平衡调节资金，在发电侧统筹平衡使用，年度清算。
执行大工业电价的市场化用户维持目前模式，市场化交易形成的价格为全时段价格。
第四十五条 上调服务基准价格上调服务基准价格即市场均价，为省内月度(包括年度分月)电力直接交易电量加权平均成交价。上调服务基准价格(市场均价)在本方案中广泛应用于市场交易、结算、考核、市场管控等机制中。交易中心在月度直接交易结束、相关直接交易价格均确定后计算并发布月度上调服务基准价格，且在交易组织过程中及时发布市场均价统计值，为市场主体提供参考。
第四十六条 利用富余水电支持水电铝材一体化发展的价格机制按照政府有关政策执行。
第四节 交易校核与执行
第四十七条 为防止市场主体虚报、误报电量，保证电力市场运营平稳，交易中心对市场主体的交易申报电量进行合理性校核，参照发电能力设置电厂交易电量申报上限，参照历史用电情况设置用户(售电公司)交易电量申报上限。
条 第四十八条 双边交易申报电量提交调度机构安全校核后形成电厂双边交易成交结果，用户侧根据电厂侧校核情况同步削减双边交易申报电量形成双边交易成交结果，双方成交电量即调度校核结果，作为调度执行和交易中心结算依据。连续挂牌等集中交易关闸后即形成成交结果，作为交易中心结算依据，交易中心将电厂成交结果提交给调度机构进行校核，校核通过的电量为调度校核结果，作为调度执行依据，用户侧集中交易成交结果的执行和结算不受电厂校核的影响，电厂集中交易被校核的电量可参与合约转让交易进行出让。电厂侧事前合约转让交易关闸后形成初始成交结果，交易中心将电厂初始成交结果提交给调度机构进行校核，校核通过的电量为电厂成交结果。
第四十九条 交易中心根据调度机构安全校核后的电厂月度优先计划电量、年度交易分月电量和各类月度交易电量，形成电厂的月度交易计划。电力调度机构基于电力系统实际，综合考虑电网安全稳定运行要求、全网电力持续可靠供应需要、清洁能源消纳要求、电网和电厂检修计划、清洁能源特性等因素，保证交易计划的公平、公正及有效执行。
第五十条 根据清洁能源发电能力和消纳情况，交易中心在月度信息披露中发布火电可交易规模，作为火电参与市场化交易的校核依据之一，火电已成交电量如已达到可交易规模，火电不得参与后续交易申报。
第五十一条 电力调度机构负责根据交易计划形成调度计划并执行，公布实际执行结果，向市场主体说明与交易计划产生偏差的原因，对交易计划执行结果及偏差责任进行认定并提交交易中心。交易中心每日跟踪月度交易计划实际进度情况，并以电力调度机构提供的交易执行结果及偏差责任认定情况作为结算考核依据。市场主体对月度交易计划执行提出异议时，电力调度机构负责出具说明，交易中心负责公布相关信息。
第五十二条 电力系统发生故障或其他情况，如对交易计划执行影响较大且无法通过后续调整、优化确保交易计划完成时，电力调度机构应将相关情况及影响及时通报交易中心。
第五节 地州区域内电力交易
第五十三条 在德宏、怒江等送出受阻且电价体系相对独立的地区，为充分消纳地区水电，鼓励地区工业企业生产用电，促进地方经济发展，交易中心根据地区实际情况、地方政府政策以及本方案相关规定探索建立地区电力市场，报省级电力主管部门发布后组织实施。
第五十四条 地区电力市场参与的主体为地区内地调/县调调度的并网运行公用中小水电和市场准入用户。地区内市场准入用户原则上优先参与地区电力市场，有电量缺额再参与全省电力市场。
第五十五条 组织地区电力市场按照双边协商、集中竞争等方式开展，鼓励交易电价与用电量大小、增长幅度、工业产品价格等进行联动，双方互利共赢。
第五章 辅助服务
第一节 系统平衡调节资金
条 第五十六条 建立系统平衡调节资金机制：
(一)促进清洁能源能源消纳。为保障清洁能源优先消纳，特别是汛期火电发电空间极大压缩，最大程度减少了清洁能源弃能，对清洁能源电厂收取资金纳入系统平衡调节资金统筹管理。
(二)市场交易结算中的各类偏差考核电费纳入系统平衡调节资金统筹管理。
(三)一般工商业参与市场化交易继续执行峰谷电价产生的差额收益，纳入系统平衡调节资金统筹管理。
第五十七条 系统平衡调节资金按下列原则分为三类提取：
(一)固定提取部分：
2004 年以前投产的 110 千伏及以上电压等级并网不参与市场化的总调调度、省调调度、省地共调并网运行公用水电厂(除大朝山、漫湾、以礼河电厂)上网电量按照 0.02 元/千瓦时提取;市场化水电厂、风电场、光伏电厂上网电量(除20调试电量)按 0.01 元/千瓦时提取，其中地调、县调调度的110kV 市场化电厂 2019 年暂不提取;大朝山电厂全年提取2572 万元，按月平均提取。
(二)偏差提取部分：包括用户超用和少用偏差电量考核电费、电厂超发和少发偏差电量考核电费、价格风险控制机制提取资金、退市用户的保底供电价格高于原目录电价的偏差电费等。
(三)峰谷电价差额收益部分：一般工商业参与市场化交易继续执行峰谷电价产生的差额收益。
条 第五十八条 系统平衡调节资金峰谷电价差额收益部分，年度在发电侧统筹平衡使用，月度暂不进行结算。系统平衡调节资金固定提取部分和偏差提取部分全年统筹，按照以下顺序支付使用：
(一)支付系统原因电厂少发电量补偿。
(二)支付火电调节价格费用。
(三)支付火电长期备用补偿费用。
条 第五十九条 年度结余的固定提取部分和偏差提取部分系统平衡调节资金按照固定提取部分各电厂全年缴纳资金的比例返还给各电厂。
第二节 火电调节价格机制
条 第六十条 考虑火电燃料及实际运行成本，通过建立火电调节价格机制，对火电参与市场化交易并完成的电量给予调节价格，合理补偿发电成本，以支持火电企业与清洁能源电厂同台竞价、避免市场价格不合理上涨，保障电网安全稳定运行和电力可靠供应。火电市场化电量调节价格费用由系统平衡调节资金支付。
第六十一条 火电市场化电量调节价格申报
1 至 6月、11 至 12 月月度交易开始前各火电申报次月市场化电量调节价格，每个火电厂申报一个市场化电量调节价格。市场化电量调节价格申报设置上下限，下限为零，上限为 0.1008 元/千瓦时。缺省市场化电量调节价格为零。
主汛期(7-10 月)市场化电量调节价格为零，不进行申报。
条 第六十二条 交易中心按照火电申报的市场化电量调节价格从低到高的顺序进行排序，申报调节价格相同的火电厂，交易平台综合考虑能耗等因素按照随机排序确定其序位，形成火电市场化电量调节价格排序表，作为市场化电量校核依据，排序靠前的优先成交。
条 第六十三条 备用能力为火电厂实际发电能力扣减优先发电计划电量和市场化交易成交电量后剩余发电能力，在电力供应相对紧张或电网安全稳定运行需要时，可调用火电备用能力发电，平衡系统缺口，保障省内电力供应。被调用的火电发电量称为平衡缺口电量。
条 第六十四条 1 至 6 月、11 至 12 月月度交易结束后火电厂在交易平台申报备用能力，同时申报备用调节价格。
火电厂备用能力可分段申报，分段数不大于机组台数，每段申报一个备用能力和一个备用调节价格，每段申报的备用调节价格不得相同。每段备用能力不低于最小开机电量。
备用调节价格申报设置上下限，下限为零，上限为 0.1008元/千瓦时。缺省备用能力为零。缺省备用调节价格为 0.1008
元/千瓦时。
7至10月月度交易结束后火电厂在交易平台申报备用能力，不申报备用调节价格，备用调节价格为零。
第六十五条 1 至 6 月、11 至 12 月备用能力和备用调节价格申报结束后，交易平台按照各火电(分段)申报的备用调节价格从低到高的顺序对火电申报的(分段)备用能力进行排序，形成缺口电量调用序位表。申报备用调节价格相同时，由交易平台综合考虑能耗等因素按照随机排序方式确定顺序。
条 第六十六条 调度机构、交易中心根据月度电量平衡情况预测平衡缺口电量需求，并按照缺口电量调用序位表确定缺口电量调用计划，火电厂按照交易中心公布的缺口电量调用计划提前做好发电准备。实际调用的缺口电量根据系统需要可以大于电厂申报的备用能力。参照近年中小水电购电价格，缺口电量电能价格为市场均价与0.235元/千瓦时取大值，火电完成的缺口电量结算时除电能价格外，可获得其申报的调节价格。缺口电量调节价格费用由系统平衡调节资金支付。
第六十七条 火电革命老区电量、供热电量、备用确认电量三类优先电量电能价格参照近年中小水电购电价格，为市场均价与0.235 元/千瓦时取大值，除电能价格外，在 1 至6 月、11 至 12 月发电给予调节价格。为支持革命老区发展，电厂完成的革命老区电量调节价格为当月全网结算的市场化电量调节价格和缺口电量调节价格的最大值，如当月没有市场化电量和缺口电量，调节价格为全年各月结算的市场化调节价格和缺口电量调节价格的最大值的算术平均值。为体现公平性，提高供热电量、备用确认电量电厂发电积极性，保障电力可靠供应和电网安全稳定运行，电厂完成的供热电量、备用确认电量调节价格为当月全网结算的市场化电量调节价格和缺口电量调节价格的加权平均价，如当月没有市场化电量和缺口电量时，调节价格为全年全网结算的市场化调节价格和缺口电量调节价格的加权平均价。
7 至 10 月火电革命老区电量、供热电量、备用确认电量三类优先电量发电调节价格为零。
三类优先电量调节价格费用由系统平衡调节资金支付。
第六十八条 火电获得调节价格的各类电量(包括优先电量、市场化电量、缺口电量)结算时如电能价格与调节价格之和超过0.336 元/千瓦时，则相应调减火电结算的调节价格。
第三节 火电长期备用补偿
条 第六十九条 为支持火电企业长期备用设备维护，保障我省长期电力供应，建立火电长期备用补偿机制。火电长期备用能力由系统平衡调节资金给予补偿。
第七十条 每月按以下原则确定月度火电长期备用能力：
(一)如火电厂在申报的备用能力范围内完成了调度安排的缺口电量，火电长期备用能力=火电申报的备用能力-平衡缺口电量-自身原因超发电量+因系统原因少发电量。
(二)如火电厂由于自身原因未能完成缺口电量调用计划，当实际完成缺口电量低于申报备用能力的 60%时，认定
为虚假申报备用能力，当月该火电厂可获补偿的长期备用能力为零;当实际完成缺口电量大于等于申报备用能力的 60%
时，当月该火电厂长期备用能力=(火电申报备用能力-平衡缺口电量)×实际完成缺口电量/火电申报备用能力。
第七十一条 火电长期备用能力度电补偿标准全年各月相同，月度根据系统平衡调节资金情况进行预结算，年度进行清算。
月度预结算时，根据月度可用于结算支付的系统平衡调节资金，优先结算支付火电调节价格费用，但最少支付系统平衡调节资金的 20%、最多支付系统平衡调节资金的 50%给火电长期补偿费用，火电调节价格费用未足额支付的月度先挂账，后续系统平衡调节资金有结余的月度再对调节价格挂账资金进行逐步清算。
年度清算时，全年系统平衡调节资金支付电厂少发电量补偿后剩余资金为火电可结算资金。当火电可结算资金小于等于20 亿元时，优先全额支付火电调节价格费用后，剩余资金全部用于支付火电长期备用补偿。当火电可结算资金大于20 亿元时，优先全额支付火电调节价格费用后，剩余资金中支付火电长期备用补偿的资金为min(max(20 亿元-调节价格费用，火电可结算资金/2)，火电可结算资金-调节价格费用)，支付火电长期备用补偿后如仍有结余，结余资金按照各清洁能源电厂固定提取部分系统平衡调节资金大小等比例退还各电厂。
第六章 计量和结算
第一节 计量
第七十二条 电网企业应当根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置;计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变(线)损，并按照相关计量运维。
条 第七十三条 同一计量点应当安装相同型号、相同规格、相同精度的主、副电能表各一套，主、副表应有明确标志，以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照，当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。电力用户可根据实际情况配置必要的计量装置。
第七十四条 电网企业负责计量系统的规划和建设，为结算数据的采集、传输提供技术支持，确保能够自动、准确、及时采集发、用电企业计量相关数据。
第七十五条 电网企业按照电力市场结算要求定期抄录电厂(机组)和电力用户电能计量装置数据，并提交交易中心。当出现计量数据不可用时，由电能计量检测单位确认并出具报告，结算电量由交易中心组织相关市场主体协商解决。
第二节 结算
第七十六条 昆明电力交易中心负责向市场主体出具结算依据，其中跨省跨区电量交易结算依据由广州电力交易中心负责向昆明电力交易中心出具，昆明电力交易中心根据本方案和相关实施细则对市场主体进行结算，并向相关市场主体出具结算依据。
第七十七条 电网企业负责市场主体交易周期内实际结算电量的确认，按期向交易中心提供电厂和电力用户交易周期内(月、日)实际结算电量。电厂以交易周期内的实际结算上网电量作为计费依据，电力用户或售电公司以交易周期内的实际结算用电量作为计费依据，电费按日核算，月结月清。
第七十八条 电厂结算
(一)按电厂为单元对发电企业结算，首先进行日交易电量结算，再进行月度合约电量结算。
(二)电厂的电费分为电能电费、偏差电费、系统平衡调节资金提取费用等。
(三)日结算
电厂日交易电量按日进行结算，根据电厂日计量数据，完成的日交易电量按照成交价格结算，日少发电量设置 3%的免责阈值，超过免责阈值的进行责任界定并根据电厂类别参照月度结算规则进行考核或补偿，超发电量进入月度结算。
(四)月度结算
1.清洁能源电厂结算
清洁能源电厂各类月度合约电量，包括优先发电计划电量、年度分月交易电量、月度交易电量，结算不分顺序，结算价格按照各类月度合约电量的加权平均价格结算。
清洁能源电厂优先发电计划电量(按规定调整后的电量计划)月结月清，偏差电量不在月度间进行滚动调整。清洁能源电厂月度少发电量设置 3%的免责阈值，超过免责阈值的电量根据责任界定进行考核或补偿。超发电量电网企业按照月度上调服务基准价格进行结算，其中电厂侧结算价格按照月度上调服务基准价格乘以成交比结算，成交比为电厂全月所有电量计划加上非自身原因超发电量后与实际上网电量的比值，具体计算方式详见《云南电力市场计量与结算实施细则》，成交比设置上限值为 1，下限值为 0.8;
上调服务基准价格与电厂侧结算价格的价差部分为超发电量偏差考核电费，纳入系统平衡调节资金统筹管理。
2.火电厂结算
火电厂各类月度合约电量，按照优先发电计划电量、市场化电量的顺序进行结算，分别确定优先发电计划电量和市场化电量未完成的电量偏差。火电优先发电计划未完成的电量偏差，不参与事后合约转让交易，不进行补偿，不进行考核。其中革命老区电量偏差年度平衡，其他电量不滚动调整。火电市场化电量未完成的偏差电量，可参与事后合约转让交易，事后合约转让交易后仍有偏差的，偏差电量根据责任界定，因保障清洁能源优先消纳等原因导致的少发电量偏差不进行补偿也不进行考核，因电厂自身原因导致的少发电量偏差设置3%的免责阈值，超过免责阈值的电量进行考核。
如电厂上网电量大于优先发电计划电量与市场化电量之和，超发电量由调度机构对超发原因进行界定，因电厂自身经营、试验、设备维护、运行控制偏差等原因超发的，为自身原因超发电量，自身原因超发电量可参与事后合约转让交易，合约转让交易电量按照交易价格结算，不给予调节价格，合约转让后仍有自身原因超发电量的，按照月度上调基准价格结算;因电力供应紧张或系统安全运行需要调用的电量为平衡缺口电量，按照缺口电量电能价格和调节价格机制结算。
3.未注册市场化电厂结算
市场化电厂未及时注册参与交易的，则交易电量视为 0，全部上网电量(调试电量除外)均为超发电量，且超发电量成交比按 0.8 结算。
条 第七十九条 用户结算
(一)符合准入条件用户一旦注册成功，用电量均按市场机制定价。用户(包括售电公司服务用户)按户号为单元结算，首先进行日交易电量结算，再进行月度合约电量结算。
(二)用户的电费包括但不限于电能电费、偏差电费、输配电费、线损电费、基金及附加、基本电费、力调电费等。
其中，输配电费、基金及附加、基本电费、力调电费根据用户实际用电情况与政府核定价格标准计算;电能电费、偏差电费按市场化方式结算;线损电费按用户实际用电量与线损电价计算。
(三)日结算
用户日交易电量按日进行结算，根据用户日计量数据，完成的日交易电量按照成交价格结算，日少用电量设置 3%的免责阈值，超过免责阈值的根据责任界定进行考核或免责，超用电量进入月度结算。
(四)月度结算
市场化用户各类月度(包括年度分月)电量合约结算不分顺序，结算价格按照各类电量的加权平均价格结算。少用电量设置 3%的免责阈值，超过免责阈值的根据责任界定进行考核或免责。超用电量按照月度上调服务基准价格的 1.2倍结算，其中上调服务基准价格的 0.2 倍为超用电量偏差考核电费，纳入系统平衡调节资金统筹管理。
(五)当售电公司服务用户存在少用电量偏差电费时，用户自身承担少用电量偏差电费的 90%，售电公司承担该用户少用电量偏差电费的 10%。交易中心按照用户少用电量偏差电费的 100%向用户出具结算依据，电网企业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服务用户。
条 第八十条 市场化交易结算工作原则上应在次月二十五日前完成，市场主体可通过电力交易平台查询相关结算数据。市场主体接收电费结算依据后，应进行核对确认，如有异议在结算依据发布后 3 个工作日内通知交易中心，逾期则视同没有异议。结算工作按如下流程开展：
(一)实时获取交易结果;
(二)按日获取参加日交易的市场主体的每日实际发、用电量;按月获取市场主体的月度实际发、用电量;
(三)交易中心计算电厂的月度预结算结果，每月十五日前完成。电网企业根据预结算依据及时支付电厂月度预结算电费;
(四)根据实际发、用电量情况计算市场主体偏差电量并进行责任界定，并据此开展事后合约转让交易。每月二十日前完成;
(五)交易中心进行正式结算。每月二十五日前完成;
(六)交易中心根据正式结算结果，每月出具月度结算依据，经电网企业(供电企业)和市场主体确认无误后发布至电网企业(供电企业)和市场主体;
(七)电网企业(供电企业)和市场主体根据电费结算依据，按照合同约定或法律法规的规定完成电费收支;
(八)由于政府电价调整或其他原因造成的电费偏差和差错应及时进行清算和退补。
第八十一条 各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变。电网企业按照交易中心出具的结算依据向各市场主体结算电费，并承担电力用户侧欠费风险，保障交易电费资金安全。
第八十二条 结算具体规定详见《云南电力市场结算实施细则》。
第七章 信息披露
第八十三条 市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场主体公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场主体有权访问且不得向其他市场主体公布的数据和信息。
第八十四条 市场主体应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，披露电力市场信息。交易中心、电力调度机构应当公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。
第八十五条 省级电力主管部门、国家能源局云南监管办公室对信息提供和披露情况实施监管。
第八十六条 根据电力市场交易的需要，各类市场成员应按照电力交易中心的要求披露应披露的信息，由电力交易中心统一管理和发布，发布信息应真实、准确、及时、完整。
第八十七条 交易中心负责市场信息的统一管理。在确保安全的基础上，电力市场信息主要通过电力交易平台、交易中心门户网站和微信公众号等渠道进行披露。交易中心应为市场主体通过交易平台等渠道披露有关信息提供便利，各类市场成员按规定披露有关信息，并对所披露信息的准确性、及时性和真实性负责。
条 第八十八条 任何单位和个人不得泄露影响公平竞争和涉及市场主体隐私的相关信息。因信息泄露造成的市场波动和市场主体损失的，由省级电力主管部门、国家能源局云南监管办公室等组织调查并追究责任。
条 第八十九条 市场成员如对披露的相关信息有异议及疑问，可向交易中心、电力调度机构提出，由交易中心、电力调度机构负责解释。
第九十条 信息披露具体内容和要求详见《云南电力市场信息披露实施细则》。
第八章 争议处理与市场管控
第九十一条 发生以下争议时，可通过双方协商、市场管理委员会或省级电力主管部门组织协调等方式解决。协调未能解决的，按照国家有关法律法规处理。
(一)注册或注销市场主体资格的争议;
(二)市场主体按照规则行使权利和履行义务的争议;
(三)市场化交易、计量、考核和结算的争议;
(四)其他方面的争议。
第九十二条 本年度月度用电量累计出现 3 个月低于其双边协商交易电量80%，或累计出现 2 个月低于其双边协商交易电量 60%的用户和售电公司，不允许参加本年度后续月度双边协商交易，已签订的双边合同作废处理，并自行承担合同违约责任。
第九十三条 为保证云南电力市场平稳运行，防止市场主体恶意报价扰乱市场秩序，建立价格风险控制机制。
对双边协商直接交易(明细)成交价格与市场均价偏离较大的清洁能源电厂、用户(售电公司)收取系统平衡调节资金，引导市场主体理性参与市场。每月向双边协商直接交易电量(明细)价格在市场均价 0.8 倍以下用户(售电公司)收取，收取标准为用户(售电公司)双边协商直接交易电量(明细)成交价格与市场均价 0.8 倍的差值的 50%。每月向双边协商直接交易电量(明细)成交价格在市场均价 1.2 倍以上的水电、风电、光伏电厂收取，收取标准为电厂双边协商直接交易电量(明细)成交价格与市场均价 1.2 倍的差值的 50%。其中售电公司收取金额由其代理用户分摊。
对于火电参与市场交易申报价格明显低于其发电成本和市场均价的，火电须进行情况说明，并由交易中心将其交易价格情况提交政府有关部门作为后续其发电成本测算依据。
条 第九十四条 市场主体扰乱市场秩序，出现下列违规行为的，由国家能源局云南监管办公室、电力主管部门、价格主管部门按照《行政处罚法》、《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国价格法》、《中华人民共和国反垄断法》、《电力监管条例》以及《电力市场监管办法》等法律法规调查处理，并纳入市场主体信用评价：
(一)提供虚假材料或以其他欺骗手段进行市场注册;
(二)滥用市场力，恶意串通、操纵市场;
(三)不按时结算，侵害其他市场主体利益;
(四)交易中心、电力调度机构对市场主体有歧视行为;
(五)提供虚假信息或违规发布信息;
(六)其他严重违反本方案的行为。
第九十五条 当市场出现以下重大异常情况时，交易中心和电力调度机构要及时向省级电力主管部门和国家能源局云南监管办公室报告，经批准后可采取措施对市场进行干预或终止市场化交易。
(一)发生市场主体滥用市场力、串谋及其他严重违约、不能履约等，导致市场秩序受到严重扰乱;
(二)用户侧月度总体成交电量低于用电需求的50%;
(三)交易平台发生故障，导致交易无法正常进行;
(四)云南电力系统发生重大事故，严重影响到交易执行及系统安全时;
(五)云南电力系统调频、调峰容量及无功容量无法满足电力系统安全稳定运行要求，一次能源供应、用电需求与预期发生较大偏差;
(六)其他影响电力系统安全稳定运行事件或不可抗力事件发生时。
条 第九十六条 紧急情况下，交易中心和电力调度机构可
以在报告的同时采取干预市场或中止市场运行的措施。
第九十七条 云南电力市场中止期间，电力调度机构应按照调度规程进行调度运行管理。
第九章 附则
第九十八条 本方案及相关配套实施细则由省级电力主管部门、昆明电力交易中心负责解释。
云南电力市场主体准入和退出管理实施细则
第一章 总则
条 第一条 为规范电力市场主体的准入和退出，健全市场秩序，根据《国家发展改革委、国家能源局关于印发售电公司准入与退出管理办法和有序放开配电网业务管理办法的通知》(发改经体〔2016〕2120 号)、《电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源〔2016〕2784 号)、《云南省进一步深化电力体制改革试点方案》(云发〔2016〕10 号)、《云南
电力体制改革工作领导小组办公室关于印发云南省售电侧改革实施方案的通知》(云电改办〔2017〕1 号)、《2019 年云南电力市场化交易实施方案》等相关文件，结合工作实际，按照依法依规、开放高效、优质服务、加强监管的原则，制定本实施细则。
条 第二条 云南电力市场主体准入采取注册制。市场主体根据准入条件，履行注册、承诺、公示、备案等程序，纳入市场主体目录。本细则所称市场主体指电力用户、发电企业、售电公司。
第三条 昆明电力交易中心(以下简称“交易中心”)具体负责市场主体准入和退出有关工作，及时向社会发布电力市场准入和退出相关信息，动态维护市场主体目录，并根据工作情况向省级电力主管部门报告。
第二章 市场准入
条 第四条 符合准入条件的市场主体，均可在电力交易系统内提交注册申请，并提交相应注册资料。发电企业、电力用
户和售电企业等市场主体需在电力交易中心完成注册成为合格市场主体后方可参与市场交易。
条 第五条 市场主体应对提交材料的真实性、有效性、合规性和完备性负责，充分悉知参与电力市场交易应承担的责任
和可能发生的风险，承诺严格遵守相关文件规定、市场规则和交易中的相关要求。
第六条 市场主体由法定代表人或指定授权代理人作为公司代表办理和开展云南电力市场相关业务，包括市场注册退出，参与市场交易，开展交易结算，零售服务关系确立变更解除等全流程业务。企业法定代表人或由企业确定的授权代理人所作出电力交易相关的任何行为均代表市场主体自主意愿，市场主体应承担由此产生的全部责任。
第一节 发电企业准入
第七条 依据国家及省级电力主管部门政策文件要求，发电企业准入条件为：
(一)参与电力市场的发电企业应当具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。
内部核算的发电企业(电网企业保留的调峰调频电厂除外)经法人单位授权，也可提出注册申请。
(二)除依法豁免外，均应依法取得核准和备案文件，取得电力业务许可证(发电类)。
(三)符合国家产业政策，国家规定的环保设施正常投运且达到环保标准要求。
(四)符合政府确定的有序放开发电计划范围。
(五)并网自备电厂在满足国家并网发电相关安全规定、公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费后，可作为合格的市场主体参与市场交易。
(六)与云南电网并网运行的境外发电企业准入不需满足本条第二、三、五款，但须取得电力调度机构并网调度意见，并按要求履行发电企业相关义务，方可进入云南电力市场交易。
第八条 符合准入范围和条件的发电企业在调试期满、转入商业运行后均应到交易中心注册。逾期 30 天未注册的，
交易中心将其行为记入市场主体负面行为清单。
第九条 申请。符合准入范围和条件的发电企业在电力交易系统内向交易中心提出申请，提交相关注册材料，并按流程填报电厂和机组相关基础信息。
第十条 核验。交易中心应于收到注册申请 7 个工作日内对资料进行核验，并将审核结果反馈至申请方。
条 第十一条 发电企业注册申请通过后按规定程序纳入市场主体目录。交易中心将发电企业目录在电力交易系统中进行公开并动态维护，按规定将发电企业的注册情况上报省级电力主管部门和电力监管部门备案。
第二节 电力用户准入
第十二条 依据国家及省级政府主管部门政策文件要求，电力用户准入条件为：
(一)参与电力市场的电力用户应当具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。
内部核算的电力用户经法人单位授权，也可提出注册申请。
(二)符合国家和云南省产业政策及节能环保要求，落后产能、违规建设和环保不达标、违法排污项目不得参与。
(三)符合电网接入规范，满足电网安全技术要求的用电实体。
(四)符合省级电力主管部门确定的有序放开用电计划范围。
(五)拥有自备电厂的用户应按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费等相关费用。
第十三条 一般工商业用户申请进入市场的，还应具备以下条件：
(一)非临时用电客户。
(二)按月抄表结算。
第十四条 重要公用事业、公益性服务行业电力用户，包括党政机关、学校、医院、公共交通、金融、通信、邮政、铁路、机场、市政照明、供水、供气、供热等涉及社会生活基本需求，或提供公共产品和服务的部门和单位，由省级电力主管部门在有序放开发用电计划等相关政策中明确。
第十五条 自愿参与市场交易的用户全部电量进入市场，用电价格通过市场机制形成，取消目录电价，不得随意退出市场。随省级电力主管部门有序放开用电计划逐步放开，纳入电力市场目录的用户除优先用电计划外的用电量随之纳入市场化电量。
第十六条 申请。符合准入范围和条件、自愿参与市场交易的电力用户在电力交易系统内提出申请，提交相关注册材料，并按流程填报基础信息。
第十七条 初核。供电企业、配售电企业确认和核验用户用电相关信息(包括用电户号、用电户名、计量点号、结算户名、行业分类、电压等级、用电性质和类别、计量条件、抄表周期、电价类别等信息)。初核工作原则上应于 7 个工作日内完成，初核单位拒绝其准入申请的，需明确提出不满足的准入条件。
第十八条 复核。交易中心应于 7 个工作日内对资料进行核验，并将核验结果反馈至申请方。
第十九条 电力用户注册申请通过后按规定程序纳入市场主体目录，自次月 1 日起其用电价格通过市场机制形成。
交易中心将电力用户目录在电力交易系统中进行长期公开并动态维护，按规定将电力用户的注册情况并上报省级电力主管部门和电力监管部门备案。
第三节 售电公司准入
条 第二十条 依据国家及省级政府主管部门政策文件要求，售电公司的准入条件为：
(一)依照《中华人民共和国公司法》在云南省内登记注册的企业法人。
(二)资产总额不得低于 2 千万元人民币。资产总额在2 千万至 1 亿元人民币的，可以从事年售电量 6 至 30 亿千瓦时的售电业务，资产总额在 1 亿元至 2 亿元人民币的，可以从事年售电量 30 至 60 亿千瓦时的售电业务;资产总额在 2亿元人民币以上的，不限制其售电量。资产证明材料需提供具备资质的会计师事务所出具的审计报告、验资报告等能够
证明企业资产的文件，或开户银行出具的实收资本证明，文件落款时间不得超过一个月。
(三)拥有 10 名及以上专业人员，掌握电力系统基本技术、经济专业知识，具备电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有三年及以上工作经验。企业正式员工中电力方面专业人员比例不低于 30%。至少拥有一名高级职称和三名中级职称的专业管理人员，拥有电力方面中高级职称的专业管理人员至少两名。(四)应具有与售电规模相适应的固定经营场及电力市场技术支持系统需要的信息系统和客户服务平台，能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能。
(五)无不良信用记录，并按照规定要求做出信用承诺，确保诚实守信经营。
(六)需提供企业资质和主要业绩说明，尤其是售电行业相关的能够体现公司实力的主要资质和业绩，包括电力市场、电力工程设计和施工、电能管理、节能管理、需求侧管理(本项作为参考，不作为企业准入条件要求)。
第二十一条拥有配电网运营权的售电公司除满足上述准入条件外，还须具备以下条件：
(一)拥有配电网运营权的售电公司的注册资本不低于其总资产的 20%。
(二)按照有关规定取得电力业务许可证(供电类)。
(三)增加与从事配电业务相适应的专业技术人员、营销人员、财务人员等，不少于 20 人，其中至少拥有两名电力方面高级职称和五名电力方面中级职称的专业管理人员。
(四)生产运行负责人、技术负责人、安全负责人应具有五年以上与配电业务相适应的经历，具有电力方面中级及以上专业技术任职资格或者岗位培训合格证书。
(五)具有健全有效的安全生产组织和制度，按照相关法律规定开展安全培训工作，配备安全监督人员。
(六)具有与承担配电业务相适应的机具设备和维修人员。对外委托有资质的承装(修、试)队伍的，要承担监管责任。
(七)具有与配电业务相匹配并符合调度标准要求的场地设备和人员。
(八)承诺履行电力社会普遍服务、保底供电服务义务。
第二十二条 “一注册”。由交易中心负责售电公司注册
服务。符合准入条件的售电公司向交易中心提交注册资料办理注册。
第二十三条 交易中心应于 7 个工作日内对资料进行审核，并将审核结果反馈至申请方。
第二十四条 “一承诺”。售电公司办理注册时，应按固定格式签署信用承诺书，并向电力交易机构提交以下资料，包括但不限于：注册申请表、入市协议及信用承诺书、企业营业执照、法定代表人身份证明、企业基本情况、资产证明、信用证明、从业人员相关资料(名单、身份证、职称证书、任职证明、劳动证明)、经营场所证明、设备信息、企业对授权代理人的授权许可资料及其身份证明等。拥有配电网运营权的售电公司还需提供：电力业务许可证(供电类)。
第二十五条 “一公示”。通过电力交易中心对外网站等网站，每月末将售电公司满足准入条件的信息、材料和信用承诺书向社会公示，公示期为 1 个月。
第二十六条 公示期满无异议的售电公司，注册手续自动生效。交易中心将公示期满无异议的售电公司纳入自主交易市场主体目录，实行动态管理并通过电力交易中心对外网站向社会公布。
第二十七条 “三备案”。电力交易机构按月汇总售电公司注册情况向省级电力主管部门和电力监管部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用云南”网站、电力交易中心对外网站向社会公布。
第三章 准入管理
第二十八条 申请进入市场主体为非产权方的，由产权方、经营方提交注册申请，在申请资料中增加产权方同意经营方参与电力市场的相关资料。产权方和经营方均需在电力交易系统中维护企业相关基础资料。
第二十九条 异议及疑义处理。
(一)公示期间存异议的售电公司，注册暂不生效，暂不纳入自主交易市场主体目录。售电公司应主动整改、消除异议，重新提交补充材料申请再次公示;经两次公示仍存在异议的，暂不纳入目录，交易中心提请省级电力主管部门核实处理。
(二)市场主体纳入目录后，其他市场主体对其准入存在异议的，应以书面形式向交易中心提出，存疑方应主动消除异议，并向交易中心提供相应证明材料。确不符合准入条件的，交易中心暂停其交易资格，待该市场主体妥善处理好相关事宜后移出市场主体目录，市场主体自行承担由此导致的相关后果和影响。情形复杂、难以初步确定的，由交易机构将申请、议等具体情况上报省级电力主管部门和电力监管部门提请指导。必要时，交易中心可自行或提请省级电力主管部门和电力监管部门联合组成专门小组进行实地调查，确认申请方是否具备市场主体资格。
(三)在市场主体准入和后续参与电力市场过程中，交易中心对市场主体准入条件及参与市场其他情况有疑义的，可以问询函形式向市场主体书面确认。市场主体应在问询函发出 3 个工作日内回复说明相关情况。逾期未回复的，将其纳入市场主体信用管理和记入市场负面行为清单。
第三十条 交易中心可以根据政策要求、准入核查和业务开展需要，对市场主体准入条件和参与市场情况实施动态管理，要求市场主体补充相关的文件、资料，并及时向省级电力主管部门和电力监管部门报告和备案，包括但不限于：
(一)持续符合国家和省内准入条件和信用承诺的情况。
(二)公司法定代表人、授权代理人等相关人员的身份信息。
(三)售电公司注册资产、人员(包括基本信息、劳动合同关系、职称信息等)、业务场所、零售服务开展等相关情况。
(四)电网并网协议、并网调度协议、购售电合同等基础资料以及业务开展及合同履约情况。
(五)其他与电力市场相关的资料。
第三十一条 注册后的市场主体连续 12 个月无市场行为，交易中心在电力交易系统中向市场公布相关主体名单。
第三十二条 为提升系统使用安全性和提高交易组织效率，市场主体纳入目录后应做好交易前相关准备工作。参与批发市场的应办理数字安全证书和电子签章、交易服务费账户、完善发票开票信息、履行信用保证等手续。参与零售市场的应确立零售服务关系。
第四章 交易资格管理
第三十三条 市场主体注册成功纳入目录后，自动赋予相应交易资格。
第三十四条 因市场主体内外部因素及条件发生变化，交易中心动态对各市场主体的交易资格和交易品种权限实施管理。当市场主体未满足准入条件、违反交易规则、未按时交纳相关费用等要求时，交易中心暂停其交易资格，待条件满足后恢复交易资格。因暂停交易资格导致相关后果及影响市场主体自行承担。
第五章 注册信息变更
第三十五条 市场主体统一社会信用代码、营销编号、企业产权人等重大注册信息发生变化的，需重新补充注册资料。
第三十六条 售电公司在业务范围、公司股东、股权结构、配电网资质等有重要注册信息发生变化的，属于重大注册信息变更，应再次履行承诺、公示程序。
第三十七条 市场主体开展业务的法定代表人和授权代理人等重大信息发生变化的，应在 5 个工作日内向交易中心申请变更。
第三十八条 经营方发生变化的，新经营主体需在 5 个工作日内在电力交易系统中完善基础资料。产权方有义务督促新经营主体及时履行变更程序，并补充提供同意其参与电力市场的相关资料。
第三十九条 如因市场主体注册填报信息不一致影响交易秩序，自行承担相关后果及影响，同时交易中心将其行为纳入市场主体信用管理和记入市场负面行为清单，情节严重的，提请纳入涉电力领域失信联合惩戒对象名单(以下简称“黑名单”或涉电力领域诚信状况重点关注名单(以下简称“重点关注名单”)。
条 第四十条 市场主体注册时的相关信息发生变化时，影响市场交易相关业务的应即时向交易中心申请变更，其他信息变化应在 5 个工作日内提出，未及时申请变更的，纳入市场主体信用管理。重大注册信息发生变化但未在 5 个工作日及时变更的，纳入市场主体信用管理和记入市场负面行为清单，根据严重程度和影响程度，由交易机构上报省级电力主管部门和电力监管部门，提请纳入“重点关注名单”。情节严重的，提请纳入“黑名单”。
第六章 市场退出
第一节 市场主体自愿退出
第四十一条 依据国家及省级政府主管部门政策文件要求，市场主体一经注册，3 年内不得随意退出市场。确需退出的，需提前 30 个工作日在交易平台中向交易中心提交自愿退市申请。
第四十二条 市场主体申请退出之前应将所有已签订的购售电合同、已达成交易的电量等相关合约和交易履行完毕或转让，处理好后续事宜。
第四十三条 交易中心收到市场主体退市申请之日起，核实其应履行的市场义务、交易费用缴纳、合同履行、结算执行等情况后，交易中心为满足注销条件的市场主体办理注销手续，通过电力交易系统等向社会公开，进行动态公开和维护。
第四十四条 其中，交易中心收到售电公司自愿退出申请后，交易中心通过交易中心网站向社会公示，公示期 10个工作日，公示期满无异议的，自动退出市场并注销注册。
交易中心汇总自愿退市且公示期满无异议的售电公司，向省电力主管部门、电力监管部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用云南”和交易平台网站向社会公布。拥有配电网运营权的售电公司申请自愿退出时，应妥善处理配电资产。若无其他公司承担该地区配电业务，由电网企业接收并提供保底供电服务。
第四十五条 市场主体自愿退出市场的，原则上 3 年内不得参与电力市场交易。电力用户再次参与市场交易前，由电网企业承担保底供电责任，电网企业与电力用户的保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，电度电价以居民生活“一户一表”统一电价(不含政府性基金及附加)为基准的1.2 倍执行，政府性基金及附加按照相应用电类别标准征收。
若保底供应价格与目录电价之间存在正价差，纳入到系统平衡调节资金范围。若价格主管部门出台相关政策随当期价格政策执行。
第二节 市场主体自然退出
第四十六条 电力用户在当地供电部门已申请办理了销户业务，交易中心通过信息系统同步获取供电企业用电变更信息后，该户号视为自然退出电力市场，交易中心为其办理自然退出。
第三节 市场主体强制退出
第四十七条 市场主体有下列情形之一的，应强制退出市场，并撤销注册：
(一)隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场，且拒不整改的;
(二)严重违反市场交易规则，不服从电力调度指令，且拒不整改的;
(三)依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇业的;
(四)企业违反信用承诺且拒不整改或信用评价降低为不适合继续参与市场交易的;
(五)被政府有关部门和社会组织依法依规对其他领域失信行为做出处理，并被纳入“黑名单”的;
(六)省级电力主管部门、电力监管部门及交易中心认定的其他情况。
第四十八条 交易中心获取市场主体强制退出情形后，
应及时向省级电力主管部门和电力监管部门报告，提请省级电力主管部门和电力监管部门对其强制退出。
第四十九条 省级电力主管部门、电力监管部门确定市场主体符合强制退出条件后，通过政府网站、“信用云南”网站和交易中心对外网站向社会公示，公示期 10 个工作日。
公示期满无异议的，方可对该市场主体强制退出。
条 第五十条 发电企业、电力用户被强制退市的，必须按妥善处理好相关事宜。售电公司被强制退出的，其所有已签订但尚未履行的购售电合同由省级电力主管部门征求合同购售电各方意愿，通过电力交易中心转让给其他售电公司或交由电网企业保底供电，并处理好其他相关事宜。
第五十一条 被强制退出市场的市场主体 3 年内不得再进入市场，其法人、单位和机构情况上报省级电力主管部门和电力监管部门提请记入社会信用体系。电力用户由属地电网企业或其它拥有配网运营权的售电企业履行保底供电义务，电网企业与电力用户的保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，电度电价以居民生活“一户一表”统一电价(不含政府性基金及附加)为基准的 1.5 倍执行，政府性基金及附加按照相应用电类别标准征收。若保底供应价格与目录电价之间存在正价差，纳入到系统平衡调节资金范围。若价格主管部门出台相关政策随当期价格政策执行。
第七章 附则
第五十二条 国家和省级电力主管部门和电力监管部门对市场主体准入和退出管理制定和提出新要求时，按照相关规定执行。
云南电力市场主体信用管理实施细则
第一章 总则
条 第一条 为了更好服务于社会和行业信用体系建设，持续提升市场风险控制能力，确保电力市场平稳有序，依据国家发展改革委、国家能源局《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》（发改运行〔2018〕1027 号）、国家能源局《关于印发能源行业市场主体信用评价工作管理办法（试行）的通知》（国能发资质〔2017〕37 号）、《云南省
电力体制改革工作领导小组办公室关于印发云南省售电侧改革实施方案的通知》（云电改办〔2017〕1 号）、《2019 年云南电力市场化交易实施方案》及有关规定，制定本实施细则。
条 第二条 按照服务市场主体、确保市场公平、强化风险防控的原则，昆明电力交易中心（以下简称“交易中心”）对云南电力市场主体开展信用管理工作。
条 第三条 云南电力市场主体信用管理体系包括市场主体信用评价机制（根据《云南电力市场主体交易行为信用评价机制》修编形成）、负面行为观察机制和交易信用保证机制。
条 第四条 本实施细则所指市场主体指参与云南电力市场的发电企业、电力用户和售电公司。
第二章 市场主体信用评价机制
条 第五条 按照本细则工作要求，交易中心组织开展云南电力市场主体信用评价工作，并定时将评价结果和评价工作情况报送省级电力主管部门和电力监管部门。
条 第六条 评价范围为截止评价季度末已纳入目录的发电企业、电力用户、售电公司。
条 第七条 交易中心每季度末开展评价等级认定，评价数据采用该季度交易行为相关数据进行评价。同时，综合本年度四个季度评价结果（各按 25%权重）计算市场主体年度评价结果，作为市场总体参考。
条 第八条 依据评价结果，评价等级执行“三等五级制”，具体等级分为：AAA、AA、A、B、C。其中 AAA 级表示信用良好，AA 级表示信用较好，A 级表示信用一般，B 级表示信用较差，C 级表示信用极差。其中，除 AAA 和 C 等级外，评价等级间的分值差额三等分向上取整后分别用“＋”或“－”表示略高于或略低于本等级。等级与评分对应关系如下所示：
第九条 云南电力市场主体信用评价指标分为售电公司、发电企业、电力用户三类，主要如下（详见附件 1 至 3）：
第十条 按照公平、公正、公开的原则，交易中心每季度组织云南电力市场主体信用评价工作。具体流程如下：
（一）参评材料提交。交易中心根据评价指标确定市场主体需提交的基本情况信息。每季度最后一个月 20 日前，市场主体需根据评价指标内容要求向交易中心提交参评材料。
参加评价的市场主体需按时提交，逾期未按照要求提交的参评主体，其参评材料涉及的评价指标维度以零分记。
（二）评价结果计算。按照本实施细则对评价指标、评价范围和评价周期的要求，交易中心依托信息化手段归集涉及信息，自动计算形成评价结果。
（三）评价结果公示。交易中心将形成的评价结果通过电力交易系统、交易中心网站、微信公众号、APP 等渠道对市场主体和社会公示，公示时间为 5 个工作日。
（四）评价异议申诉。对评价结果存异议的市场主体，可在公示期内以书面形式向交易中心提出异议申诉。交易中心核实申诉内容后，及时答复提出异议申诉的市场主体，并根据核实情况，修正评价结果或驳回其异议申诉。
（五）评价结果发布。公示期满且无异议，评价结果自动生效，交易中心及时将生效的评价结果和工作开展情况向市场主体发布，同时报送省级电力主管部门、能源监管机构和交互至“信用云南”网站。
条 第十一条 评价结果应用分为交易行为预警、交易风险防控、失信惩戒等方面。具体如下：
（一）交易行为预警。
1.评价结果为 A－等级及以下，对该市场主体发出书面预警。
2.评价结果为 B 等级及以下，通过通知、函件、系统提示等方式告知与其存在合同关系和经济往来的相关方，加强市场风险防控。
3.评价结果为 C 等级，通过公告、通知等形式向全市场进行预警。
4.纳入涉电力领域失信联合惩戒对象名单（以下简称“黑名单”）或涉电力领域诚信状况重点关注名单（以下简称“重点关注名单”）的主体，交易中心可根据需要要求其提供信用承诺等材料，并向市场公告，强化信用风险防范。
（二）交易风险防范。市场主体的信用评价等级与交易信用保证额度中的信用额度系数挂钩。交易中心可根据市场运行情况适时调整信用额度系数。具体如下：
（三）失信惩戒。
1.市场主体评价结果为 B 等级时，交易中心将其列入云南电力市场重点关注名单，并通知其按照信用评价机制要求进行整改，向其告知详细政策和应承担的责任后果。在下季度评价时等级未提升，视为拒不整改，交易中心按照相关规定，提请省级电力主管部门和电力监管部门列入“重点关注名单”。
条 第十二条 2.市场主体评价结果为 C 等级时，交易中心将其列入云南电力市场重点关注名单，并通知其按照信用评价机制要求进行整改，并通知其按照信用评价机制要求进行整改，向其告知详细政策和应承担的责任后果。在下季度评价时等级未提升，视为拒不整改，交易中心按照相关规定，提请省级电力主管部门和电力监管部门列入“黑名单”，启动强制退市。市场主体信用评价等级可进行修复和调整。
（一）市场主体评价结果为 B 等级时，若下季度评价时评价等级得到提升，则将其移出云南电力市场重点关注名单。市场主体评价结果为 C 等级时，若连续两季度评价等级得到提升，则将其移出云南电力市场重点关注名单。
（二）市场主体评价结果为 C 等级时，若在后续评价过程中连续两次评价等级均得到提升，并消除了相关影响，交易中心提请省级电力主管部门和电力监管部门将其移出“重点关注名单”。
第三章 负面行为观察机制
条 第十三条 负面行为观察机制是市场主体信用评价的补充机制，交易中心实时记录和发布市场负面行为，提醒市场主体及时防范风险。
条 第十四条 交易中心采用信息交互、主体反馈、市场监测等方式获取负面行为信息，具体如下：
（一）交易中心可通过信息交互获取市场主体在其他领域的负面行为。
（二）市场主体可根据实际情况向交易中心反馈市场主体的负面行为。市场主体需提供真实有效合法的依据，并通过书面形式向交易中心正式提出。
（三）交易中心可通过市场监测实时发布电力市场负面行为事件相关信息。
条 第十五条 获取市场负面行为信息后，按照如下情形和流程进行记入市场负面行为清单。
（一）市场主体发生经电力监管机构、省级电力主管部门及其他领域监管和主管部门规定、认定的负面行为，直接记入市场主体负面行为清单，在电力交易系统、交易中心网站向市场主体发布。
（二）市场主体反馈的相关信息，交易中心应以问询函形式与相关利益方进行书面确认，相关利益方应在收到问询函 3 个工作日内回复。若情况属实、依据充分，交易中心可将其行为记入市场主体负面行为清单，在电力交易系统、交易中心网站向市场主体发布，并根据具体情况和影响程度提请省级电力主管部门和电力监管部门纳入“重点关注名单”，若为纳入市场主体信用评价的市场主体，交易中心可将其行为的具体类别相应纳入市场主体信用管理。
（三）针对通过市场监测了解的电力市场负面行为事件
相关信息，交易中心可用问询函的形式与相关利益方进行书面确认，相关利益方应在收到问询函 3 个工作日内回复。根据具体情况，交易中心可直接在市场风险提示中将有关情况向市场主体进行完整、充分、如实披露，将其行为记入市场主体负面行为清单，在电力交易系统、交易中心网站向市场主体发布，并根据具体情况和影响程度提请省级电力主管部门和电力监管部门纳入“重点关注名单”，若为纳入市场主体信用评价的市场主体，交易中心可根据其行为的具体类别相应纳入市场主体信用管理。
条 第十六条 发生市场负面行为的市场主体，在计算信用保证管理额度时按照下表对应关系计算：
第十七条 记入负面行为清单的市场主体，可按照如下流程向交易中心申请调整和移除：
（一）记入负面行为清单的市场主体，更正其负面行为及消除影响后，可向交易中心书面提出修复申请，并提供相应证明材料。经交易中心核实后，可将其负面行为从负面行为清单中移出。若纳入“重点关注名单”，根据相关要求，提请省级电力主管部门和电力监管部门将其移出“重点关注名单”。
（二）经电力监管机构、省级电力主管部门及其他领域监管或主管部门认定的负面行为，需认定部门确认其负面行为消除后，交易中心可将其从负面行为清单中移出。
（三）针对在市场监测发现的负面行为，若市场主体更正其负面行为及消除影响后，可向交易中心提出修复申请并提供相应证明材料。核实后，交易中心将其从已发布的负面行为清单中移出。若纳入“重点关注名单”，根据相关要求，提请省级电力主管部门和电力监管部门将其移出。
第四章 交易信用保证机制
条 第十八条 交易信用保证机制用于提高市场主体参与电力市场过程中的风险防控能力，确保市场主体权益得到有效保障。
条 第十九条 按照“谁交易、谁履行”的原则，进场交易的售电公司、发电企业和电力用户履行相应的信用保证，具体为：
纳入目录、参与电力市场的售电公司应履行交易信用保证；纳入目录、参与电力市场、市场主体信用评价等级为 A－及以下的发电企业和电力用户应履行交易信用保证。
条 第二十条 市场主体履行信用保证的方式由市场主体自行选择，交易中心接受的有效保证方式为：不可撤销的履约保函、现金等，并根据市场主体需要逐步拓展。
第二十一条 按照本实施细则的规定，根据市场主体最新的信用评价和负面行为观察结果，交易中心计算市场主体的可用信用保证额度。
（一）可用信用保证额度=有效信用保证额度－累计冻结信用保证额度
1. 有效信用保证额度=市场主体提供的有效信用保证品额度×信用额度系数×负面行为调整系数。
其中，信用额度系数具体见第十一条，负面行为调整系数具体见第十六条。
2. 累计冻结信用保证额度。交易电量成交后，按照风险敞口额度冻结对应的可用信用保证额度，以月为周期、市场电量为单位，逐一累计并冻结相应的信用保证额度。
（二）市场主体参与当月任一市场交易时，可用信用保证额度需大于风险敞口额度，若可用信用保证额度不足，超出额度部分的电量不能申报。
（三）风险敞口额度=偏差风险敞口额+价格风险敞口额。
1. 偏差风险敞口额
市场主体近 12 个月的月度偏差电费和月度总成交电量由近及远记为 F1、F2……F12 和 Q1、Q2……Q12。
偏差风险敞口额=max{avg（F4/ Q4，F5/ Q5，……，F12/Q12），max（F1/ Q1，F2/ Q2，F3/ Q3）}×市场申报电量。
2. 价格风险敞口额
年度双边协商交易当月平均价记为 P n ，市场主体当月已成交电量记为 Q c ，当月已成交电量加权平均价记为 P c ，参与该市场申报电量记为 Q s ，申报电价为 P s 。
价格风险敞口额=max{（Q c *P c +Q s *P s ）/(Q c +Q s )－P n ，0}
×市场申报电量。
条 第二十二条 信用保证额的释放。
1.偏差风险敞口额。该月市场交易结算完毕后，市场主体未发生与相关履约纠纷，释放该部分冻结额度。
2.价格风险敞口额。该月市场所有交易结束后，释放该部分冻结额度。
条 第二十三条 售电公司需履行的最低信用保证额度为50 万，最高信用保证额度为 2000 万；电力用户和发电企业不设最低信用保证额度，最高信用保证额度为 2000 万。市场主体履行的信用保证额度达到 2000 万时，其参与市场交易规模不受信用保证额度条件所限。
条 第二十四条 市场主体满足下列条件，可退还其提交的信用保证品。
（一）市场主体完成退出流程，退出云南电力市场。
（二）在满足信用保证额度的条件下，市场主体可申请退还其部分信用保证品。其中，履约保函退还需按整份受理。
（三）履约保函到期。
第二十五条 交易中心在电力交易系统、交易中心网站、公众号、APP 等渠道发布市场主体信用保证履行情况。市场主体可通过电力交易系统、APP 等渠道查询本企业信用保证额度及运行状态。
第五章 附则
条 第二十六条 本实施细则生效后，原《云南电力市场主体信用评价机制》和《云南电力市场信用保证管理办法》不再执行。
云南电力市场交易组织实施细则
第一章 总则
条 第一条 为规范云南电力市场交易组织，根据《2019 年云南电力市场化交易实施方案》等相关文件，结合工作实际,
制定本细则。
第二章 交易方式
条 第二条 云南电力市场以年、月、日为周期开展交易。
条 第三条 云南电力市场交易分为电力直接交易、合约转让交易。
电力直接交易是指符合准入条件的电力用户、售电公司与发电企业，按照自愿参与、自主协商的原则直接进行的购售电交易，电网企业按规定提供输配电服务。
合约转让交易是指在发电企业之间、电力用户（售电公司）之间，对双方持有的电力合约互相进行转让的交易。
条 第四条 云南电力市场主要采用双边协商、连续挂牌、自主挂牌等交易方式组织各类交易。
条 第五条 双边协商是指市场主体之间自主协商交易电量、价格，形成双边协商初步意向，在规定时间内通过交易系统进行申报和确认，并经校核成交。双边协商可用于电力直接交易和合约转让交易。
条 第六条 连续挂牌是指市场主体通过交易系统申报电量、价格等信息，交易系统对买卖双方的申报逐笔连续配对，并经校核成交。连续挂牌交易包括信息公示、第一阶段的集中撮合和第二阶段的连续挂牌，可根据实际，仅组织开展第一阶段的集中撮合或第二阶段的连续挂牌。连续挂牌一般用于电力直接交易。
（一）集中撮合阶段
根据申报时间内所有购售电主体有效申报的电量和价格，计算购电主体与售电主体价差，价差＝购电申报价－售电申报价。按价差从大到小的顺序确定成交对象、成交电量、成交价格，价差为负不能成交。价差相同时，按以下原则成交：
一个售电主体与多个购电主体价差相同：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，购电主体按申报电量全部成交，售电主体按购电主体申报电量之和成交；当售电主体申报电量小于购电主体申报电量之和时，购电主体按照申报电量等比例分配售电主体申报电量进行成交，售电主体按申报电量成交。
一个购电主体与多个售电主体价差相同：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，售电主体按申报电量全部成交，购电主体按售电主体申报电量之和成交；当购电主体申报电量小于售电主体申报电量之和时，售电主体按照申报电量等比例分配购电主体申报电量进行成交，购电主体按申报电量成交。
多个购电主体与多个售电主体价差相同：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等比例分配购电主体申报电量之和进行成交，购电主体按申报电量全部成交；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等比例分配售电主体申报电量之和进行成交，售电主体按申报电量全部成交。
（二）连续挂牌阶段
连续挂牌阶段在集中撮合阶段的交易结果发布后开展。
集中撮合阶段未成交申报数据自动进入连续挂牌阶段，视为同一时间申报。连续挂牌阶段交易成交与申报同时进行，当买卖任一方申报数据发生变动时，即时按价格优先、时间优先原则进行成交匹配。申报时间以交易系统服务器接受到申报数据时间为准。
购电主体申报价格大于等于售电主体申报价格时成交。售电主体按照申报价格从低到高顺序成交，申报价格相同时按照申报时间从先到后顺序成交，申报价格及申报时间相同时按照申报电量等比例成交。
购电主体按照申报价格从高到低顺序成交，申报价格相同时按照申报时间从先到后顺序成交，申报价格及申报时间相同时按照申报电量等比例成交。
（三）成交价格
买卖双方成交价格为成交双方申报价格的平均值。
条 第七条 自主挂牌是指买卖双方通过交易系统提出购电、售电或合约转让的电量和价格等申请信息，双方同步申报电量和价格，当任何一方申报数据发生变动时，交易系统根据价格优先、时间优先原则匹配成交。申报时间以交易系统服务器接受到申报数据时间为准。自主挂牌主要用于合约转让交易。
电厂侧合约转让交易成交规则：当合约出让方申报价格大于等于合约受让方申报价格时成交，成交价格为合约出让方申报价格。合约出让方按申报价格从高到低顺序成交，合约受让方按申报价格从低到高顺序成交，当申报价格相同时按照申报时间从先到后顺序成交，申报价格及申报时间相同时按照申报电量等比例成交。
用户侧（含电力用户、售电公司）合约转让交易成交规则：当合约出让方申报价格小于等于合约受让方申报价格时成交，成交价格为合约出让方申报价格。合约出让方按申报价格从低到高顺序成交，合约受让方按申报价格从高到低顺序成交，当申报价格相同时按照申报时间从先到后顺序成交，申报价格及申报时间相同时按照申报电量等比例成交。
第三章 交易要求
第一节 基本要求
条 第八条 交易资格
完成市场准入的发电企业、电力用户、售电公司还需满足如下条件方能参与电力市场化交易：
（一）按时足额缴纳交易服务费、电费等费用；
（二）未因不良交易（履约）行为受限；
（三）满足电力市场信用管理有关要求；
（四）具备参与市场化交易的技术条件要求；
（五）符合电力市场交易相关政策要求。
条 第九条 交易单位
发电企业以厂为单位进行交易，电力用户以营销户号为单位进行交易，售电公司以公司为单位进行交易。
条 第十条 交割时段
日前电量交易的交割时段为自然日，其他交易的交割时段为自然月。
条 第十一条 交易电量
（一）电厂所有交易申报、成交均为上网侧电量。如果政府主管部门确定的优先发电计划为发电量，则按该厂上年实际平均厂用电率折算至上网侧。
（二）电力用户、售电公司所有交易申报、成交均为用电侧电量。
（三）电力直接交易申报电量的最小单位为 0.1 万千瓦时，其中采用双边协商方式交易时单笔合同（分月）申报电量不小于 10 万千瓦时；采用连续挂牌方式交易时，集中撮合阶段电厂可申报电量段数不高于 3 段，电力用户可申报电量段数为 1 段，售电公司可申报电量段数不高于其代理用户数，连续挂牌阶段按 10 万千瓦时的整数倍进行挂单申报，低于10 万千瓦时的只能全部电量一次性挂单。
（四）合约转让交易申报电量的最小单位为 0.0001 万千瓦时。
条 第十二条 交易价格
（一）交易价格为电厂上网侧的绝对价格（含环保电价、含税）。
（二）电力直接交易申报价格的最小单位为 0.001 元/千瓦时，合约转让交易申报价格的最小单位为 0.00001 元/千瓦
时。
（三）双边协商交易不进行限价。为保证有序竞争和市场稳定，考虑供需关系，对连续挂牌、自主挂牌等集中竞争方式的电力直接交易设置申报最低限价和最高限价，最低限价为 0.15 元/千瓦时，最高限价为 0.42 元/千瓦时。
（四）对参与电力市场化交易、执行峰谷电价的一般工商业用户，继续执行峰谷电价，市场化交易形成的价格为平
时段价格，峰谷电价浮动比例按有关政策规定执行。
第二节 交易约束
条 第十三条 发电能力
为促进发电企业合理交易，减小预测偏差风险，进一步提高合同履约率，根据交易开展进程分段设置合理的发电能力，发电企业累计可成交电量需满足发电能力的约束。发电企业的发电能力分为保证能力和准确能力两类。其中保证能力是综合历史发电量、一次能源预测等信息确定的可以大概率保证完成的分月发电能力，原则上一旦确定不再变化；准确能力是在月前根据次月一次能源供应、检修计划等最新信息确定的相对准确的发电能力，准确能力随月度交易信息披露同步给出和启用，准确能力正式启用后则相应月份的保证能力同步失效，交易组织过程中可根据需要对电厂准确能力进行合理调整。发电企业在交易过程中，实时获取最新的发电能力开展交易。
条 第十四条 电厂保证能力认定
（一）风电、光伏电厂原则上按不超过上年度同期各厂月度平均利用小时数的 80%确定保证能力，新投产风电、光伏电厂原则上按不超过同一地区已投产同类型电厂月度平均利用小时数的 80%确定保证能力。
（二）水电厂保证能力为综合多年同期平均来水，过去3 年同期上网电量、弃水电量，水库拉水计划等因素确定发电能力的 80%。
（三）火电厂保证能力结合火电存煤量和来煤计划、系统整体供需形势确定，原则上不超过其当前存煤量对应可发电量的 2 倍。
（四）新投电厂参照同一地区或同一流域已投产同类型电厂确定保证能力。
条 第十五条 电厂准确能力认定
（一）由政府主管部门确定大型年调节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。
（二）用于计算水电准确能力的月度预计天然来水原则上不高于多年同期平均来水水平。
（三）对于具有年及以上调节性能水库或上游具有年及以上调节性能水库的水电厂，枯水期及平水期以全网清洁能源充分消纳且统调火电充分调减为前提，考虑系统平衡需求，以政府主管部门确定的枯水期及平水期末水位为目标，每月在交易信息披露时确认下月末控制水位，综合考虑天然来水和月度水位控制目标确定电厂准确能力。丰水期综合考虑期末控制水位和各月预计天然来水确定电厂准确能力。
（四）其他水电厂综合考虑来水预测、发电设备和电网设备检修等因素确定准确能力。其中，对于具有季调节性能的水电考虑需要拉水时，由调度机构明确水位控制目标。
（五）火电厂综合考虑电厂存煤、来煤计划以及系统整体供需情况确定准确能力。月度信息披露时公布次月全部火电厂最大可成交电量的总量约束，优先满足火电优先计划发电量、涉热机组发电量。
（六）风电、光伏电厂原则上按不超过上年同期各厂月度平均利用小时数来确定准确能力，新投产风电、光伏电厂原则上按不超过同一地区已投产同类型电厂月度平均利用小时数确定准确能力。按照优先发用电计划相关文件，风电场和光伏电厂 5-10 月全部上网电量为优先发电量，不参加市场化交易。
（七）新投电厂参照同一地区或同一流域已投产同类型电厂确定准确能力。
（八）准确能力认定时还需综合考虑过去 3 年同期上网电量、弃水（风、光）电量，电网、发电机组的检修和断面潮流约束等信息。
条 第十六条 用电需求
为促进用电企业合理交易，减小预测偏差风险，进一步提高合同履约率，根据交易开展进程分段设置合理的用电需求，电力用户、售电公司累计可成交电量需满足用电需求的约束。用电需求分为保证需求和准确需求两类。其中保证需求是综合历史用电量、用户生产计划等信息确定的可以大概率保证完成的分月用电需求，原则上一旦确定不再变化；准确需求是在月前根据次月用电计划、检修计划等最新信息确定的相对准确的用电需求，准确需求正式启用后则相应月份的保证需求同步失效。电力用户、售电公司在交易过程中，实时获取最新的用电需求开展交易。
条 第十七条 用户保证需求认定
（一）用户保证需求为过去 12 个月对应月份用电量的80%。
（二）售电公司保证需求为售电公司代理用户的保证需求之和。
条 第十八条 用户准确需求认定
（一）电力用户、售电公司每月信息披露前向交易中心申报下月用电需求，作为用户的准确需求约束。准确需求一旦启用，原则上不得修改。
（二）原则上电力用户、售电公司申报的月度用电需求不得低于保证需求，如确实低于保证需求的需要向交易中心
说明原因。
（三）未按时申报用电需求的电力用户、售电公司继续按保证需求进行交易约束。
（四）电力用户、售电公司申报用电需求的及时率、准确率纳入市场主体评价机制。
条 第十九条 电厂优先发电计划
交易中心根据政府主管部门确定的优先发用电计划安排原则，安排电厂分月优先发电计划，分为年度预分配、月度调整分配和最终分配三个阶段。
（一）年度预分配。交易中心在上年末根据西电东送年度分月计划、优先发用电量预测等信息，根据优先发用电计划分配原则，将优先发电计划按月分配给相关电厂，作为月度交易信息披露发布前的电力直接交易的约束边界条件。
（二）月度调整分配。交易中心根据西电东送月度计划、月度优先发用电平衡等信息，在年度预分配的基础上，根据优先发用电计划分配原则，对当月优先发电计划进行适当调整，并在月度交易信息披露中发布，作为月度交易信息披露发布后的电力直接交易的约束边界条件。如最终下达的西电东送月度正式计划与信息披露时采用的月度计划不一致，则按正式计划进行调整。
（三）最终分配。月度发电执行完成后，交易中心根据西电东送结算单，按照优先发用电计划分配原则，对月度优
先发电计划电量进行调整，形成最终分配电量，作为优先发用电计划的结算依据。
条 第二十条 电力直接交易能力约束
发电厂电力直接交易申报电量不能超过其保证能力或准确能力扣减优先发电计划分配电量、当前已成交电量、尚未发布成交结果但已申报成功的电量后的剩余能力。
电力用户、售电公司电力直接交易申报电量不能超过其保证需求或准确需求扣减当前已成交电量、尚未发布成交结果但已申报成功的电量后的剩余需求。
条 第二十一条 合约转让交易能力约束
（一）电厂侧事前合约转让交易能力约束合约出让方的可出让电量包括两类，第一类是发电厂由于不可抗力等因素预计无法完成的合约电量，由发电厂向交易中心提出申请，经交易中心认定后可进行转让；第二类是连续挂牌交易中发电厂被校核的电量。合约出让方申报的转让电量不得超过其最大可转让电量。
合约受让方的最大可受让电量不得超过其剩余能力×受让系数 K（0≤K≤1），受让系数暂取 0.5，交易中心可根据需要进行调整。
（二）用户侧事前合约转让交易能力约束
电力用户、售电公司由于不可抗力等因素预计无法完成的合约电量，可在规定时间内向交易中心提出申请，经交易中心认定后可进行转让。合约出让方申报的转让电量不得超过其最大可转让电量。
合约受让方的最大可受让电量不得超过其剩余需求。
（三）电厂侧事后合约转让交易能力约束
合约出让方的最大可出让电量为其少发电量。合约受让方的最大可受让电量为其超发电量。
（四）用户侧事后合约转让交易能力约束合约出让方的最大可出让电量为其少用电量。合约受让方的最大可受让电量为其超用电量。
条 第二十二条 西电东送月内交易能力约束在执行月的月内组织跨省跨区电力市场化交易时，发电厂的最大可申报电量不能超过该月剩余时段内预计的发电能力扣减当月尚未完成的合约电量后的剩余能力。
第四章 电力直接交易
第一节 双边协商交易
条 第二十三条 交易主体
具备交易资格的清洁能源电厂，涉热火电厂（涉热电量），1-6 月、11-12 月非涉热火电厂（或非涉热电量）可参与交易。具备交易资格的电力用户、售电公司。
条 第二十四条 交易标的物
交易组织时间之后某个月的发用电量，可以同时开展未来多个月的电量交易。
条 第二十五条 交割时间交易时确定的未来某个自然月。
条 第二十六条 交易时间某交割月的双边协商交易可持续开展，直至交割前一个月的双边协商交易关闸日。
条 第二十七条 双边协商方式
（一）线下协商
买卖双方自主联系、商定双边协商交易的交易时段、电量、价格等相关事项，形成双边交易意向。
（二）线上协商
市场主体通过交易系统的信息公示模块公布自身的要约信息，选择合适的交易对象，然后买卖双方自主商定双边
交易的交易时段、电量、价格等相关事项，形成双边交易意向。
条 第二十八条 双边协商交易组织流程
（一）电力交易系统开放双边协商交易市场。
（二）交易信息公示，包括但不限于联系方式、交割时段、交易电量、交易价格等信息。
（三）交易双方可通过线下协商确定交割时段、交易电量以及交易价格；也可通过交易系统信息公示模块进行线上协商，确定交割时段、交易电量以及交易价格。
（四）在交易申报时间内，售电主体在交易系统中申报、修改次月或者本年度后续多个月度的双边协商交易电量、电价，购电主体进行确认。
（五）在每月的双边协商交易关闸日，关闭次月的双边协商交易申报，后续其他月度的双边协商交易可继续申报、修改。
（六）对次月的双边协商交易电量进行用户侧的合理性复核，对超过用户侧准确需求的申报电量进行削减。由电力用户或售电公司在规定时间内填报电量削减方案，方案中被削减发电厂在规定时间内全部完成确认后，按削减方案进行电量削减，否则按照等比例原则削减对应电厂的次月双边协商交易电量。
（七）调度机构对次月的双边协商交易电量进行电厂侧校核。对被校核的电量，由发电厂在规定时间内填报电量削减方案，方案中被削减电力用户、售电公司在规定时间内全部完成确认后，按削减方案进行电量削减，否则按照等比例原则削减对应电力用户、售电公司的次月双边协商交易电量。
（八）调度机构校核后的电量为双边协商交易最终成交结果，作为执行和结算依据，由交易中心统一发布。
（九）交易中心开放双边协商交易价格调整模块，由售电主体填报经双方协商一致后的合约价格，购电主体进行确认生效。价格调整的幅度不超过市场均价的 5%。若未填报或未经确认，则执行交易合同中原价格。双边交易价格调整开始和结束时间以电力交易中心信息披露为准。
条 第二十九条 双边交易合同解约
存在以下情况的，可对已签订的双边交易合同进行解约：
（一）双边交易合同双方协商一致，可向交易中心申请解约。
（二）因双边交易合同履约率低，导致取消双边交易权限需要解约的，由交易中心通知合同双方后进行解约。
（三）双边交易合同一方由于客观原因，无法完成交易电量确实需要解约，但合同另一（多）方不同意的，可向交易中心申请调解，由交易中心出具最终的协调结果。
非不可抗力造成的双边交易合同无故解约，纳入市场主体评价机制。
第二节 连续挂牌交易
条 第三十条 交易主体
具备交易资格的清洁能源电厂，涉热火电厂（涉热电量），1-6 月、11-12 月非涉热火电厂（或非涉热电量）可参与交易。
具备交易资格的电力用户、售电公司。
条 第三十一条 交易标的物次月的发用电量。
条 第三十二条 交割时间
交易组织时间的下一个自然月（次月）。
条 第三十三条 交易时间
在月度交易信息披露之后开展，至连续挂牌交易关闸日。
条 第三十四条 连续挂牌交易组织流程
（一）电力交易系统开放连续挂牌交易市场。
（二）交易信息公示。在信息公示时间内，有需求的买方和卖方在交易系统中公示挂牌电量、电价，挂牌电量上限为月度准确能力或准确需求扣减前序交易成交电量后的剩余电量，电价受最高、最低限价的约束。公示的电量作为连续挂牌交易的成交上限，公示的电价仅作为参考。未参与公示的市场主体无法参与后续的连续挂牌交易。根据实际运行情况，交易中心可取消交易信息公示环节。
（三）集中撮合申报阶段。在规定时间内买卖双方申报交易电量、价格。
（四）集中撮合成交结果发布阶段。集中撮合结束后，通过交易系统撮合并发布交易成交结果。
（五）连续挂牌阶段。集中撮合交易结果发布后，开启连续挂牌阶段，买卖双方同时填报下单，每单一量一价，可申报电量上限为公示电量扣减集中撮合阶段、连续挂牌阶段已成交电量后的剩余电量。当剩余电量大于 10 万千瓦时（含），每段申报电量必须大于 10 万千瓦时（含）；当剩余电量小于 10 万千瓦时，全部剩余电量仅能单段申报。在交易过程中可随时新增申报或撤销未成交申报，当申报数据发生变动时，按连续挂牌交易规则即时匹配成交。
（六）调度校核。连续挂牌交易关闸后交易中心将连续挂牌交易电厂侧成交结果提交调度机构进行校核。调度机构校核未通过的电量可参与电厂侧事前合约转让交易。调度校核不影响用户侧成交结果。
第三节 日前电量交易
条 第三十五条 交易主体
具备交易资格的清洁能源电厂，涉热火电厂（涉热电量）。
满足日计量要求的用户自愿向交易中心提出日电量交易申请，审核通过方可参与；售电公司服务用户有日电量交易资格时，才能参与日电量交易。
条 第三十六条 交易标的物
下一个自然日的发用电量，若遇节假日则可交易多个自然日的电量，具体以交易中心信息披露为准。
条 第三十七条 交割时间交易时确定的某个自然日。
条 第三十八条 交易时间工作日开展。
条 第三十九条 交易方式
日前电量交易采用连续挂牌交易方式。交易中心可根据需要，按集中撮合、连续挂牌两个环节均组织交易，或选取其中一个环节组织交易。
条 第四十条 交易约束
电力用户、售电公司月度累计可成交的日交易电量不得超过其月度准确需求扣减当月已成交电量后的剩余电量。
条 第四十一条 调度校核
日前电量交易结束后，将交易结果送调度机构校核，校核结果作为调度机构执行依据，不影响用户侧成交结果。
第四节 火电调节价格和备用能力申报条 第四十二条 火电市场化电量调节价格申报1 至 6 月，11 至 12 月各火电厂需要按月申报市场化电量调节价格。每个火电厂申报一个市场化电量调节价格。市场化电量调节价格申报下限为 0 元/千瓦时，上限为 0.1008 元/千瓦时。缺省市场化调节价格为 0 元/千瓦时。
主汛期（7 至 10 月）市场化电量调节价格为 0 元/千瓦时，不进行申报。
交易中心按照火电厂申报的市场化电量调节价格从低到高的顺序进行排序，申报调节价格相同的火电厂由交易系统综合考虑发电标准煤耗等因素按照随机排序确定其序位，形成火电市场化电量调节价格排序表，排序靠前的校核时优先成交。
条 第四十三条 火电备用能力申报
备用能力为火电厂实际发电能力扣减优先发电计划电量和市场化交易成交电量后剩余发电能力，在电力供应紧张或系统安全运行需要导致系统出现电量缺口时，可调用火电备用能力发电，平衡系统电量缺口，保障电力供应。被调用的火电发电量称为平衡缺口电量。
1 至 6 月、11 至 12 月月度交易结束后火电厂在交易平台申报备用能力，同时申报备用调节价格。
火电厂备用能力可分段申报，分段数不大于机组台数，每段申报一个备用能力和一个备用调节价格，每段申报的备用调节价格不得相同。每段备用能力不低于最小开机电量。
备用调节价格申报设置上下限，下限为 0 元/千瓦时，上限为 0.1008 元/千瓦时。缺省备用能力为零。缺省备用调节价格为 0.1008 元/千瓦时。
7至10月月度交易结束后火电厂在交易平台申报备用能力，不申报备用调节价格，备用调节价格为零。
条 第四十四条 备用能力和备用调节价格申报结束后，交易系统按照各火电厂（分段）申报的备用调节价格从低到高的顺序对火电厂申报的（分段）备用能力进行排序，形成缺口电量调用序位表。申报备用调节价格相同时，由交易系统综合考虑发电标准煤耗等因素按照随机排序确定顺序。
节 第五节 小水电交易
条 第四十五条 除保山、文山、怒江、迪庆、丽江、德宏、临沧（沧源、永德、镇康）等七个电价体系相对独立的州市外，其他州市地调、县调调管的 110 千伏及以上电压等级并网运行公用水电厂简称小水电。小水电可选择自主交易、售电公司代理交易、交易中心统一挂牌交易中的一种进入市场参与交易。上年末小水电确定交易方式，交易方式一旦选定，全年不得更改。
条 第四十六条 自主交易。小水电自主参与电力直接交易、合约转让交易，成交电量和价格通过市场竞争形成。
条 第四十七条 售电公司代理交易。售电公司代理小水电全年的全部上网电量，代理小水电的电量总和不得超过售电公司服务用户的用电需求。具体交易流程如下：
（一）售电公司与小水电签订代理协议，确定全年分月的电量和价格，此成交电量和价格作为售电公司的购电成交合约，参与后续的事前合约转让交易、零售电量预分配。售电公司的用电能力（含保证能力，准确能力）优先扣除代理的小水电上网电量后，剩余电量方可参与其他交易。
（二）待月度发用电结束后，售电公司该月与小水电的最终成交电量调整为小水电实际上网电量。售电公司按实际成交的电量进行事后合约转让交易、零售电量最终分配。
条 第四十八条 交易中心统一挂牌交易。交易中心汇总参与统一挂牌交易小水电的电量信息，确定分月电量比例。交易中心将年度总电量、分月电量比例统一挂牌，自主交易的电力用户和售电公司摘牌。当电力用户、售电公司摘牌电量之和小于等于挂牌年度总电量时，按申报摘牌电量进行成交；当电力用户、售电公司摘牌电量之和大于挂牌年度总电量时，按申报摘牌电量等比例分配挂牌年度总电量进行成交。电力用户、售电公司的成交电量为年度电量，分月电量比例与挂牌比例一致，成交价格为当月上调服务基准价格扣减 0.005 元/千瓦时。
第六节 节 西电东送网对网交易
条 第四十九条 广州电力交易中心确定西电东送网对网交易电量规模后，昆明电力交易中心按照政府主管部门确定的承接电厂范围、分配原则直接分配或组织挂牌交易。
条 第五十条 西电东送网对网挂牌交易组织流程：
（一）昆明电力交易中心将网对网交易电量和价格进行统一挂牌。
（二）政府主管部门确定的承接电厂申报摘牌电量。
（三）交易成交。当电厂申报摘牌电量之和小于等于挂牌电量时，按申报摘牌电量成交；当电厂申报摘牌电量之和大于挂牌电量时，按申报摘牌电量等比例分配挂牌电量进行成交。成交价格等于挂牌价格。
第五章 合约转让交易
第一节 事前合约转让交易
条 第五十一条 交易方式
可采用双边协商、自主挂牌等方式开展事前合约转让交易。
条 第五十二条 交易主体
具备交易资格的清洁能源电厂，涉热火电厂（涉热电量），1-6 月、11-12 月非涉热火电厂（或非涉热电量）可参与交易。
具备交易资格的电力用户、售电公司。
事前合约转让交易仅在电厂与电厂、电力用户（售电公司）与电力用户（售电公司）之间开展。
条 第五十三条 交易标的物
次月的合约电量，其中清洁能源电厂包含电力直接交易电量、优先电量，火电厂为电力直接交易电量，用户（售电公司）为电力直接交易电量。
条 第五十四条 交割时间
交易组织时间的下一个自然月（次月）。
条 第五十五条 交易时间月度电力直接交易结束后。
条 第五十六条 电厂侧事前合约转让交易
（一）在事前合约转让市场中，同一发电厂只能是合约出让方或受让方中的一种。如发电厂具有可以出让的合约电量，则为出让方，否则为受让方。
（二）电厂可以出让的合约包括两类：
1. 连续挂牌交易中被调度校核的电量，转让价格为该电厂在连续挂牌交易中的成交均价。
2. 由于不可抗力等无法预见的原因，导致电厂无法继续执行合约，经电厂申请，交易中心认定后，对无法完成的合约电量可进行转让，转让价格为该电厂当月所有电量的加权平均价格（含优先发电计划电量，不含调节电量）。其中，火电厂只能转让市场化交易电量，转让价格为该火电厂当月所有市场化交易电量的加权平均价格。
（三）调度校核
调度机构对电厂的事前合约转让电量进行校核，校核未通过的电量继续由合约出让方承接。
条 第五十七条 用户侧事前合约转让交易
（一）在事前合约转让市场中，同一电力用户、售电公司只能是合约出让方或受让方中的一种。如具有可以出让的合约电量，则为出让方，否则为受让方。
（二）由于不可抗力等无法预见的原因，导致电力用户或售电公司无法继续执行合约，经电力用户或售电公司申请，交易中心认定后，对无法完成的合约电量可进行转让，转让价格为该电力用户或售电公司当月所有电量的加权平均价格。
条 第五十八条 事前合约转让交易的电量、电价均基于交易组织时的市场情况确定，成交结果发布后，不再进行更改、清算等操作。
第二节 事后合约转让交易
条 第五十九条 交易方式
可采用双边协商、自主挂牌交易方式开展事后合约转让交易，减少发电、用电的偏差。
条 第六十条 交易主体
优先计划执行调整后，仍然存在偏差电量的清洁能源电厂；存在市场化电量偏差的火电厂。
存在偏差电量的电力用户、售电公司。
事后合约转让交易仅在电厂与电厂、电力用户（售电公司）与电力用户（售电公司）之间开展。
条 第六十一条 交易标的物
交易标的物为某交割月清洁能源电厂的偏差电量，火电厂市场化电量的偏差电量，电力用户、售电公司的偏差电量。
条 第六十二条 交易时间
事后合约转让在发、用电月结束、优先计划执行调整后开展。
条 第六十三条 电厂侧事后合约转让交易
（一）有正偏差电量（超发）的电厂只能买入电量合约，有负偏差电量（少发）的电厂只能卖出电量合约。其中，火电厂只能转让市场化交易电量。
（二）事后合约转让交易成交价格为合约出让方在进行事后合约转让交易时计算的事前持有月度电量合约的加权平均价格（含优先发电计划电量，不含调节电量）。
（三）事后合约转让交易时，优先转让自身原因偏差电量，其次转让系统原因偏差电量，最后转让免责和免考核电量。
条 第六十四条 用户侧事后合约转让交易（一）有正偏差电量（超用）的电力用户、售电公司只能买入电量合约，有负偏差电量（少用）的电力用户、售电公司只能卖出电量合约。
（二）事后合约转让交易成交价格为合约出让方在进行事后合约转让交易时计算的事前持有月度电量合约的加权平均价格。
条 第六十五条 事后合约转让交易的电量、电价均基于交易组织时的市场情况确定，成交结果发布后，不再进行更改、清算等操作。
第六章 交易校核与执行
第一节 交易校核
条 第六十六条 交易组织阶段，交易中心考虑发电厂、电力用户、售电公司的发电能力、用电需求对申报和成交电量进行校核。调度机构考虑网络安全约束、电网调峰调频约束、检修计划等因素的变化可对电厂准确能力进行动态调整，作为电厂后续申报和成交的约束条件。
条 第六十七条 调度机构校核原则。
（一）网络约束校核。交易技术支持系统根据调度机构提供的电厂安全约束能力进行市场出清，形成满足电厂安全约束能力的交易出清结果并提交调度机构进行校核。
（二）电网调峰调频校核。为确保云南电网异步联网下的安全稳定运行，调度机构根据月度运行方式安排、电力供需平衡分析预测、市场化交易计划、电网调峰调频需要等，对市场化交易结果进行校核，对不满足电网调峰调频需要的交易结果进行削减。
（三）水电梯级水量匹配校核。对满足网络约束的交易结果进行梯级水量匹配校核。当下游电站交易结果超出上游来水对应发电能力时，直接削减下游电站市场电量。
（四）火电校核。在出现系统全面弃水风险、火电交易电量过大系统难以平衡等情况下，可对火电成交电量进行校核，并根据火电市场化电量调节价格排序表，按照调节价格从高到低的顺序依次调减。若未开机火电厂成交电量低于最小开机电量（一般为单台机组按稳燃出力运行 7 天电量），可对其成交电量进行校核。
条 第六十八条 校核流程
（一）每月双边交易关闸后，交易中心将购售电主体确认的下月双边交易电量，首先根据用户的准确需求进行校核形成初步的成交结果，然后提交调度进行校核后形成双边交易成交结果。
（二）每月连续挂牌交易关闸后交易中心将连续挂牌交易电厂侧成交结果提交调度机构进行校核。调度机构校核通过的电量作为调度机构执行依据，未通过的电量可参与事前合约转让交易进行出让。
第二节 交易执行
条 第六十九条 交易中心根据调度校核结果形成电厂交割月的交易计划（含优先发电计划）。电力调度机构应当合理安排电网运行方式并保障执行。
条 第七十条 电力调度机构负责根据交易计划形成调度计划并执行，公布实际执行结果，向市场主体说明与交易计划产生偏差的原因，对交易计划执行结果及偏差责任进行认定并提交交易中心。交易中心每日跟踪月度交易计划实际进度情况，并以电力调度机构提供的交易执行结果及偏差责任认定情况作为结算考核依据。市场主体对月度交易计划执行提出异议时，电力调度机构负责出具说明，交易中心负责公布相关信息。
条 第七十一条 电力调度机构基于电力系统实际，综合考虑电网安全稳定运行要求、全网电力持续可靠供应需要、清洁能源消纳要求、电网和电厂检修计划、清洁能源特性等因素，保证交易计划的公平、公正及有效执行。
条 第七十二条 电力系统发生故障或其他情况，如对市场化交易计划执行影响较大且无法通过后续调整、优化确保交易计划完成时，电力调度机构应将相关情况及影响及时通报交易中心。
条 第七十三条 除按上述条款外，火电电量执行和界定还应考虑以下要求：
（一）交易中心汇总当月经调度机构校核的火电市场化电量、优先发电计划、缺口电量调用计划，形成当月火电交易计划送调度机构执行，调度机构据此安排各火电实际发电。
（二）实际执行过程中，当全网清洁能源消纳困难或系统实际需求小于预期等原因需要调减火电出力时，在满足电网安全稳定运行和电力可靠供应要求下，按照火电缺口电量、市场化电量的顺序调减，同等条件下按照调节价格由高到低的顺序调减。当系统实际需求超出预期需要增加火电出力时，在满足电网安全稳定运行和电力可靠供应要求下，调度机构考虑电网和机组实际情况可以按照缺口电量调用序位表继续调用火电备用能力，并可超额调用，超额调用部分为缺口电量。
第七章 执行偏差调整
条 第七十四条 西电东送电量调整
（一）西电东送框架协议内月度计划与年度计划存在偏差的，或优先发用电计划等平衡边界发生较大变化时，在月度对西电东送框架协议内分配电量进行调整。
（二）西电东送框架协议内实际送电量与月度计划送电量之间的偏差部分，按优先发用电计划文件中明确的原则进行调整。
（三）“点对网”交易：以广州电力交易中心发布的跨省跨区交易结果作为电厂“点对网”交易电量，参与事前合约转让等交易，并作为调度执行依据。月度发电执行完成后，按广州电力交易中心最终出具的结算单中分割确定的电量，对电厂“点对网”交易电量进行调整，据此开展事后合约转让交易和最终结算。
（四）“网对网”交易：昆明电力交易中心根据网对网交易总量，按政府主管部门确定的承接电厂、分配原则直接分配或组织挂牌交易，结果作为电厂“网对网”交易电量，并提交调度机构作为执行依据。月度发电执行完成后，以广州电力交易中心最终出具的结算单中分割确定的“网对网”交易结算电量，对电厂“网对网”交易电量进行调整，或按超发电量进行重新分配，据此开展事后合约转让交易和最终结算。
（五）省级政府主管部门要求调整的。
条 第七十五条 调节电量调整
（一）市场化电厂整体超发时，根据调节电厂的超发电量情况调增调节电量计划，调增的调节电量计划最大不超过该电厂超发电量。
（二）市场化电厂整体少发时，根据调节电厂的少发电量情况调减调节电量计划，调减的调节电量计划最大不超过该电厂少发电量。
（三）省级政府主管部门明确要求调整的。
条 第七十六条 西电东送、调节电量等优先发电计划调整后，电厂所有合约电量与实际发电量存在偏差时，通过事后合约转让交易减少偏差。当电力用户、售电公司所有合约电量与实际用电量存在偏差时，通过事后合约转让交易减少偏差。
第八章 附则
条 第七十七条 交易时序安排。交易中心一般按如下时序安排表进行交易时间安排，具体以交易中心月度信息披露安排为准。
云南电力市场零售服务实施细则
第一章 总则
条 第一条 为贯彻落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）及配套文件精神，建立规范的云南电力市场零售服务体系，依据《云南省电力体制改革工作领导小组办公室关于印发云南省售电侧改革实施方案的通知》（云电改办〔2017〕1 号）、《2019 年云南电力市场化交易实施方案》以及相关法律、法规、规章，按照开放高效、优质服务、管理有序的原则，结合工作实际，制定本细则。
条 第二条 本细则所称零售服务是指售电公司向电力用户售电，在约定服务周期内所提供相关服务的总称。
条 第三条 在一个零售服务关系周期内，电力用户只可与一家售电公司建立零售服务关系，双方应共同遵守市场规则和约定事项，履行各自义务，服从昆明电力交易中心（以下简称“交易中心”）管理。
条 第四条 零售服务关系确立的双方，售电公司和电力用户均必须是在交易中心注册并纳入目录的市场主体。
条 第五条 任何各方不得干预电力用户自由选择售电公司的权利。
第二章 零售服务关系的确立
条 第六条 零售服务关系确立是指电力用户自愿选择通过售电公司购电，并协商一致，符合市场规则的确立行为。
条 第七条 经双方协商一致，任何一方均可在电力交易系统内发起零售服务关系确立，确立以电子或书面合同方式，由双方法定代表人（授权代理人）在电力交易系统中确认，签订书面合同的，应通过电力交易系统上传向交易中心备案。
条 第八条 零售服务确立的周期不低于三个月，以自然月为起止。零售服务关系确立，自双方合同约定后续某自然月 1日起生效。
条 第九条 零售服务关系一经确定，电力用户全部电量通过该售电公司购买。
第三章 零售服务关系的变更
条 第十条 零售服务关系变更是指除零售服务关系终止以外的任何变更行为。
条 第十一条 经双方协商一致，任何一方均可在电力交易系统内发起零售服务关系变更，变更以电子或书面合同方式，由双方法定代表人（授权代理人）在电力交易系统中确认。
签订书面合同的，应通过电力交易系统上传向交易中心备案。
条 第十二条 零售服务关系变更后，自双方约定后续某自然月 1 日起生效，生效前仍按原零售服务合同约定履行各自义务。
第四章 零售服务关系的终止
条 第十三条 零售服务关系终止是指零售服务周期自然到期或不影响其他市场主体权益，未违反市场规则额，并协商一致的终止行为。
条 第十四条 零售服务关系经双方协商一致，可在电力交易系统内提前终止，但终止行为不应影响其他市场主体权益，未违反市场规则，满足零售服务期限不低于三个月的要求。
条 第十五条 零售服务关系自然终止的，自双方约定的到期自然月自动终止，双方不需在电力交易系统中作任何确认。
电力用户未及时选择售电公司建立新的零售服务关系或未参与批发市场的，其用电量将按照交易规则确定的价格机制结算。
条 第十六条 零售服务关系协商一致终止的，任何一方均可在电力交易系统内发起零售服务关系终止，终止以电子或书面合同方式，由双方法定代表人（授权代理人）在电力交易系统中确认，签订书面合同的，应通过电力交易系统上传向交易中心备案。
条 第十七条 零售服务关系终止后，自双方约定后续某自然月 1 日起生效，生效前仍按原零售服务合同约定履行各自义务。
第五章 零售市场电量预分配
条 第十八条 售电公司在月度交易成交结果公布后，须将月度各类交易成交电量（简称合约电量）预分给对应的零售服务关系用户。
条 第十九条 预分配时，售电公司给用户预分配的价格和电量应当满足如下约束条件：
（一）售电公司给所有用户预分配的加权平均价等于售电公司月度合约电量的加权平均价。
（二）售电公司给所有用户预分配的电量之和等于售电公司月度合约电量。
（三）售电公司自主分配给用户的预分价格不得高于售电公司月度合约电量价格（组成明细）的最高值，不得低于售电公司月度合约电量价格（组成明细）的最低值。
条 第二十条 售电公司未在规定时间内预分配电量的，交易系统按以下原则自动分配：
月度合约电量的预分电量默认为平均分配，预分价格默认为月度合约电量的加权平均价。
第六章 零售市场电量终分配
第二十一条 各售电公司须动态跟踪对应的零售服务关系用户的用电情况，在合约转让交易结束后的一个工作日内按户号在交易系统中分配用户最终成交电量和结算价格，交易中心按最终分配成交电量和结算价格对用户进行结算和考核，分配规则如下：
所有服务用户分配成交电量之和应等于售电公司月度合约电量；分配给用户的结算价格不得高于月度合约电量（组成明细）的最高值，不得低于售电公司月度合约电量（组成明细）的最低值。
售电公司服务用户个数为 n，所有用户分配的结算价格应满足如下条件：
第二十二条 若售电公司未按要求填报各用户按户号最终分配的月度成交电量和结算价格，则默认为按用户用电量大小等比例分配成交电量，结算价格为售电公司月度合约电量的加权平均价。
第二十三条 售电公司日交易成交的电量在交易当日24:00 前应全部分配至具备日交易资格的用户，用户分配价格均为售电公司日交易电量成交均价；若售电公司未在规定时间分配电量，则默认为平均分配至具备日交易资格的用户，交易中心据此对用户进行结算和考核。
第七章 零售市场的干预
第二十四条 当零售市场中存在下列情形时，市场主体可以书面形式向交易中心提出意见和建议。经核实情况属实的，由交易中心纳入市场主体信用管理，记入市场负面行为清单，同时根据具体情况和影响程度向省级电力主管部门和电力监管部门报告，提请将其纳入涉电力领域诚信状况重点关注名单（以下简称“重点关注名单”）。
（一）用户或售电公司认为对方无权或越权建立零售服务关系的。
（二）售电公司或用户认为对方拒不履行其他零售服务合同约定义务的。
（三）售电公司或电力用户提供虚假信息、隐瞒有关情况建立零售服务关系的。
第二十五条 在开展业务时，售电公司应对电力用户全面、如实、客观的介绍进入电力市场的相关政策、市场规则，以及自身业务情况。如有市场主体以书面形式反映售电公司在零售市场中恶意竞争、隐瞒相关信息拓展业务、虚假宣传或未向电力用户尽到充分告知义务等方面情况的，经核实情况属实的，交易中心将违规方纳入市场主体信用管理和记入市场负面行为清单，并根据具体情况和影响程度向省级电力主管部门和电力监管部门报告，提请将其纳入“重点关注名单”。
第二十六条 零售服务关系建立不满三个月确需终止的，经双方协商一致可终止零售服务关系，但该行为将纳入市场主体信用管理。
第二十七条 一年内，市场主体三次及以上提前终止零售服务关系，其相关行为将纳入市场主体信用管理，记入市场负面行为清单，并向公众公告。
第二十八条 任何一方因自身原因导致合同无法履行的，交易机构可根据司法判决、仲裁结果、省级电力主管部门和电力监管部门处理意见，强制终止零售服务关系，并纳入市场主体信用管理和记入市场负面行为清单。
第二十九条 在交易过程中，售电公司的资产规模不满足售电量所对应的资产要求时，售电公司应于 10 个工作日内提交有效的资产证明，逾期不提交交易中心暂停售电公司交易资格，同时根据情形向省级电力主管部门和电力监管部门报告，提请将其纳入涉电力领域失信联合惩戒对象名单（即“黑名单”）。
云南电力市场计量与结算实施细则
第一章 总则
条 第一条 为规范云南电力市场计量与结算，根据《2019年云南电力市场化交易实施方案》等相关文件，结合工作实际, 制定本细则。
第二章 计量
条 第二条 电网企业应当根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置；计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变（线）损，并按照相关计量运维。
条 第三条 同一计量点应当安装相同型号、相同规格、相同精度的主、副电能表各一套，主、副表应有明确标志，以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照，当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。电力用户可根据实际情况配置必要的计量装置。
条 第四条 电网企业负责计量系统的规划和建设，为结算数据的采集、传输提供技术支持，确保能够自动、准确、及时采集发、用电企业计量相关数据。
条 第五条 电网企业按照电力市场结算要求定期抄录电厂（机组）和电力用户电能计量装置数据，并提交交易中心。
当日电量数据缺失，在五个工作日内由供电单位（发电企业）上报缺失数据。当出现计量数据不可用时，由电能计量检测单位确认并出具报告，结算电量由交易中心组织相关市场主体协商解决。
第三章 结算总体原则
条 第六条 昆明电力交易中心负责向市场主体出具结算依据，其中跨省跨区电量交易结算依据由广州电力交易中心负责向昆明电力交易中心出具，昆明电力交易中心根据本方案相关规则对市场主体进行结算并向相关市场主体出具结算依据。
电网企业负责市场主体交易周期内实际电量的确认，按期向交易中心提供电厂和电力用户交易周期内（月、日）实际结算电量。电厂以交易周期内的实际上网电量作为计费依据，电力用户或售电公司以交易周期内的实际电量作为计费依据，电费按日核算，月结月清。
条 第七条 交易中心根据各市场主体的实际结算电量以及交易成交结果（成交价格和成交电量），按照“按日核算，月结月清”的原则进行电费结算，并向市场主体出具电费结算依据。
条 第八条 市场化交易结算工作原则上应在次月 25 日前完成，市场主体可通过电力交易平台查询相关结算数据。市场主体接收电费结算依据后，应进行核对确认，如有异议在结算依据发布后 3 个工作日内通知交易中心，逾期则视同没有异议。
条 第九条 各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变。电网企业按照交易中心出具的结算依据向各市场主体结算电费，并承担电力用户侧欠费风险，保障交易电费资金安全。
第四章 用户(售电公司)结算
第一节 用户（售电公司）电能电费和偏差电费结算
条 第十条 用户结算原则
（一）符合准入条件用户一旦注册成功，用电量均按市场机制定价。用户（包括售电公司服务用户）按户号为单元结算，首先进行日交易电量结算，再进行月度合约电量结算。
（二）用户的电费分为电能电费、偏差电费、输配电费、线损电费、基金及附加等。其中，输配电费、基金及附加、基本电费、力调电费根据用户实际用电情况与政府核定价格标准计算。电能电费、偏差电费按市场化交易方式结算。线损电费按用户实际用电量与线损电价计算，其中线损电价=基准值×综合线损率/(1－综合线损率)，以用户实际结算电能价格为基准值计算。
（三）当售电公司服务用户存在少用电量时，用户自身承担少用电量偏差电费（包括日交易电量负偏差考核电费、月度电量负偏差考核电费、日交易月度额外考核电费）的90%，售电公司承担该用户少用电量偏差电费的 10%。交易中心按照用户少用电量偏差电费的 100%向用户出具结算依据，电网企业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服务用户。
（四）执行峰谷分时电价的一般工商业用户，注册进入市场后继续执行峰谷分时电价，市场化交易形成的上网电价为平时段电价，考虑到用电高峰需要火电等具有调节能力的电厂调峰，按照平稳过渡原则，在全面推行实施现货市场交易前，根据用电时段，暂定峰时段电价上浮 50%、谷时段电价下浮 50%，确定峰、谷时段电价，结算时根据峰、平、谷时段用电量，分别计算各时段电费。执行峰谷分时电价产生的差额收益，纳入系统平衡调节资金，在发电侧统筹平衡使用，年度清算。
执行大工业电价的市场化用户维持目前模式，市场化交易形成的价格为全时段价格。
条 第十一条 事后合约转让电量分割计算根据日交易、双边协商、连续挂牌和事前合约转让的交易成交结果，以及营销系统中抄录确认的用户实际用电量，计算用户月度正负偏差电量，作为事后合约转让电量的约束条件之一。营销系统中抄录确认的用户实际用电量作为后续市场化结算计费依据，锁定后不得变更。
条 第十二条 日交易电量电能电费和偏差电费结算日交易电量结算设置少用电量 3%的免责阈值。
日交易电量电费结算包括日交易合约电量电能电费、日交易偏差电量电费的结算。
第十四条 用户差错处理
因计量装置故障或抄表差错等原因造成用户实际用电量与前期用于结算的用电量不一致时，在结算清单发布后的6 个月内，供电单位对该结算清单提出差错处理申请，交易中心审核通过后，不改变差错月份月度交易成交结果，按照上述结算规则进行前期差错处理，并在后续最近一次电费结算时一同进行差错电费退补。结算清单发布后 6 个月内未提出差错处理申请的，视同对该结算清单无争议，针对该结算清单不再开展差错处理。
条 第十五条 用户偏差认定
由于不可抗力因素、国家相关政策调整以及经供电单位认定的因电网企业临时停电、故障停电、有序用电应急错峰导致用户未完成的交易电量免除偏差费用。用户申请负偏差电量免责的，应在事后合约转让交易结束后通过交易系统提交免责申请及相关证明材料。其中不可抗力指不能预见、不能避免并不能克服的客观情况，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、战争、瘟疫、骚乱等。
以下情况不予办理免责申请：
（一）用户因安全、环保等不达标、或违法违规经营导致整改关停；
（二）用户自身设备运维不到位导致设备跳闸、停产、减产；
（三）用户因产品市场不景气或生产组织不力而减产、停产；
（四）用户欠费被供电部门依法采取停电催收；
（五）用户申报不切实际或自身申报错误；
（六）其他未提及的“非不可抗拒”原因。
条 第十六条 售电公司结算
售电公司结算费用包括服务用户的少用电费和服务费。
售电公司的偏差电费为服务用户少用电量偏差电费累计值的 10%，服务费用由售电公司与其服务用户自行约定。
条 第十七条 市场化用户（售电公司）价格风险控制机制提取资金为：
条双边协商直接交易明细的电量。
用户（售电公司）
J 为双边协商直
接交易的市场化用户（售电公司）双边协商直接交易明细的总条数。
售电公司价格风险控制机制提取资金由其代理用户分摊。售电公司应在规定时间内将价格风险控制机制提取资金分配给其代理的用户。
用户价格风险控制机制提取资金纳入系统平衡调节资金。
条 第十八条 退市用户结算
市场化用户退出市场后，由电网企业下属供电企业和拥有配电网运营权的售电公司承担保底供电责任。其中自愿退出市场用户的保底供电价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，电度电价以居民生活“一户一表”统一电价（不含政府性基金和和附加）为基准的 1.2 倍执行；强制退出市场用户的保底供电价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，电度电价以居民生活“一户一表”统一电价（不含政府性基金和和附加）为基准的 1.5 倍执行；政府性基金及附加按照相应用电类别标准征收。若价格主管部门出台相关政策随当期价格政策执行。退出市场用户的保底供电价格高于用户原目录电价之间的价差部分为退市用户结算偏差电费，纳入系统平衡调节资金统筹管理。
第五章 清洁能源电厂结算
第一节 清洁能源电厂电能电费和偏差电费结算
条 第十九条 电厂结算原则
（一）按厂为单位进行结算。
（二）进入市场化的电厂，先进行预结算，待偏差电量责任认定、合约转让交易结束后再进行正式结算和清算，电
费多退少补。
（三）除居民生活电能替代保障性电源（漫湾、大朝山和以礼河电站）外，其余未进入市场化的电厂，按电网企业
代购的电价和电量进行结算。
（四）优先发电量按月度实际的厂用电率折算上网电量。
（五）机组如有新投调试电量，调试电量不参与市场化交易，按照调试电量相关价格政策执行。
条 第二十条 上调服务基准价
为电厂 i 双边协商分月交易价格，Q i 连续挂牌 为电厂 i 月度连续挂牌交易电量，P i 连续挂牌 为电厂 i 月度连续挂牌交易价格，N电厂 为市场化交易电厂总个数。
条 第二十一条 优先发电价格根据优先发电电量类型确定，其中：风电场和光伏电厂保居民电能替代电量价格为月度连续挂牌交易集中撮合阶段电厂侧加权平均成交价格；具有年调节能力及以上水库的水电厂调节电量、框架协议内西电东送计划分配电量价格为西电东送框架协议送出价格扣减输配电价、线损电价倒推确定的价格；其他政策性电量价格按省级政府有关部门政策执行。
条 第二十二条 预结算
云南电力市场信息披露实施细则
第一章 总则
条 第一条 为促进云南电力市场交易公开透明，规范各类市场成员的信息披露行为，保障电力交易的公开、公平、公正，维护电力市场秩序，根据《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）及其相关配套文件、《电力企业信息披露规定》（原电监会第 14号令）、 《电力中长期交易基本规则（暂行）》 （发改能源〔2016〕2784 号）以及《2019 年云南电力市场化交易实施方案》，制定本实施细则。
条 第二条 本细则适用于电力交易中心、电力调度机构、发电企业、用电企业、售电公司，独立辅助服务提供者等所有市场成员参与电力市场及其相关活动的信息披露工作，其中电力交易中心指昆明电力交易中心，电力调度机构指各级电力调度机构。
条 第三条 电力市场信息披露应遵循真实、及时、完整、透明的原则。所有市场成员均应按规定披露信息，并对所提供信息的正确性负责。电力交易中心负责对市场信息进行管理和发布。省级电力主管部门、国家能源局云南监管办公室对信息提供和披露情况实施监管。
第二章 信息分类
条 第四条 按照信息的保密要求和公开范围，市场信息分为公众信息、公开信息、私有信息和交换信息四大类。
（一） 公众信息
公众信息是指经省级电力主管部门、国家能源局云南监管办公室批准，向社会公众公布的数据和信息，包括但不限于：
1.各类电力交易适用的法律、法规、电力行业规程、管理规定、电力交易工作流程、管理办法及相关政策文件等。
2.国家批准的燃煤机组标杆上网电价、国家批准的可再生能源发电企业上网电量价格、补贴价格等；目录销售电价格、输配电价格、各类政府性基金及附加、其他电力交易相关收费标准等。
3.市场概况，包括市场主体名单及其变动情况。
4.分年、月披露的市场运行概况。
5.需要单独进行披露的重大事项。
（二） 公开信息
公开信息是指所有市场主体均可获得的数据和信息，包括但不限于：
1.市场主体的基本信息及信用等级评价信息。
2.电力电量供需形势，包括年度、月度电力电量需求预测、可再生能源负荷预测和电网阻塞管理信息。
3.交易电量预测情况，市场主体交易计划安排、分解和执行情况，各类交易的成交电量和成交价格。
4.由本办法其他条款规定属于公开信息的市场信息。
（三） 私有信息
私有信息是指只有特定的市场主体及相关电力交易中心、电力调度机构才可获得的数据和信息，包括但不限于：
1.发电机组的机组特性参数、性能指标，电力用户用电特性参数和指标。
2.各市场主体的申报电量和申报价格、成交价格、结算信息等。
（四） 交换信息
交换信息是指电力交易中心、电力调度机构之间为维持电力系统正常运行和电力市场正常运转所交换的数据和信
息，包括但不限于市场运行信息等。只有相关电力交易中心、电力调度机构有权获得交换信息。
条 第五条 按照信息的内容和主要用途，电力交易平台上的市场信息分为交易信息和市场运营信息两大类。
（一） 交易信息
交易信息是指电力交易产生的信息，包括通过电力交易平台向市场主体发布的交易组织信息、交易结果信息、交易
执行信息等信息。交易信息以公开信息、私有信息和交换信息为主。
（二） 市场运营信息
市场运营信息是指电力交易中心按照市场运营需求，定期通过电力交易平台向市场主体发布的相关市场信息。市场运营信息以公众信息和公开信息为主。
第三章 市场主体信息披露
条 第六条 电网企业应当披露的信息，包含但不限于：
（一） 电网结构情况，电网规划情况，发电机组、电力用户并网接入情况；
（二）政府批准的输配电价、上网目录电价、销售目录电价及其他收费标准，电费结算信息；
（三）供电服务信息，包括提供服务能力，保底服务、普遍服务信息，停电、限电公告，故障抢修处理情况等。
条 第七条 电力调度机构应当披露的信息，包含但不限于：
（一）关键输电通道潮流极限情况，关键设备检修计划等电网运行相关信息；
（二） 发电设备利用情况，发电能力，调度发电计划和检修计划；
（三） 存在安全约束时，提供限制市场交易的具体输配电线路或输电设备名称、限制容量、限制依据、约束时段等；
（四）其他影响交易计划执行的事件；
（五）交易计划执行情况和偏差原因；
（六）系统运行对市场化交易有影响的相关情况。
条 第八条 发电企业应当向电力交易中心披露的信息，包含但不限于：
（一） 注册信息及其变更情况；
（二） 机组技术信息；
（三） 与市场化交易有关的机组运行信息，如来水、来煤、发电能力、发电量、上网电量、检修、故障、改造、热电联产情况等；
（四） 与发电成本相关信息；
（五） 其他对交易履约有影响的事件。
条 第九条 售电公司、用电企业等市场主体应当向电力交易中心披露的信息，包含但不限于：
（一） 注册信息及其变更情况；
（二） 用电信息（包括用电装接容量、生产能力、用电需求预测等）；
（三） 其他对交易履约有影响的事件。
条 第十条 独立辅助服务提供者应当向电力交易中心披露的信息，包含但不限于：
（一） 注册信息及其变更情况；
（二） 辅助服务设备信息（包括容量、需求预测等）；
（三） 其他对交易履约有影响的事件。
条 第十一条 电力交易中心应当披露如下信息：
（一） 已注册市场主体的基本信息；
（二） 交易规则及交易组织计划；
（三） 市场供需信息、市场竞价信息及成交信息；
（四） 交易计划与执行情况，市场运行情况；
（五） 交易结算情况；
（六） 市场主体交易行为信用评价；
（七） 经授权发布的市场干预信息；
（八） 其他信息。
第四章 市场交易信息披露
条 第十二条 电力交易中心应在电力交易开始前、交易过程中、交易结束后及时批露市场运行所需的相关信息。
（一）交易开始前披露的信息至少应包含以下内容：
1.市场需求侧信息，包括省内、西电东送、境外用电预测；
2.市场发电侧信息，包括优先发电计划电量、市场化电厂发电能力预测；
3.市场可竞价电量预测；
4.电网阻塞管理信息；
5.外送直流通道能力及交流联络线运行控制要求；
6.交易事项及时间安排；
（二）交易过程中，交易前披露的信息发生变化，并影响市场主体参与交易和申报的，应及时进行披露；同一交易周期组织多个交易品种的，每个交易品种结束后应披露该交易品种交易情况，包括总体申报电量、总体成交电量、申报和成交平均价格、最高价格、最低价格、申报户数、成交户数等统计信息。
（三）交易结束后，应当对各类交易结果进行汇总后在交易月报中发布。
条 第十三条 市场主体申报电量和电价、成交电价为私有信息，电力交易中心仅向当事市场主体披露。
第五章 披露方式和管理
条 第十四条 根据电力市场交易的需要，各类市场成员按照电力交易中心的要求披露应披露的信息，由电力交易中心统一管理和发布，发布信息应真实、准确、及时、完整。
条 第十五条 在确保安全的基础上，电力市场信息主要通过下列方式进行信息披露：
（一） 电力市场交易平台、企业的门户网站；
（二） 报刊、广播、电视等媒体；
（三） 信息发布会；
（四） 公文、公告、简报；
（五） 微信公众号、APP 等移动应用服务；
（六） 便于及时披露信息的其他方式。
条 第十六条 交易中心负责市场信息的统一管理。在确保安全的基础上，电力市场信息主要通过电力交易平台、交易中心门户网站和微信公众号等渠道进行披露。交易中心应为市场主体通过交易平台等渠道披露有关信息提供便利，各类市场成员按规定披露有关信息，并对所披露信息的准确性、及时性和真实性负责。
条 第十七条 市场主体的注册信息发生变更的，应当自变更之日起 10 个工作日内更新。
条 第十八条 电力交易中心依据有关法律和规定向有监管职责的政府部门提供所需信息。
条 第十九条 除本办法明确的披露内容外，经市场管理委员会讨论通过，省级电力主管部门可以根据市场运行要求增加披露信息。
条 第二十条 任何单位和个人不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。因信息泄露造成的市场波动和市场主体损失的，由省级电力主管部门、国家能源局云南监管办公室等组织调查并追究责任。
条 第二十一条 市场成员如对披露的相关信息有异议及疑问，可向电力交易中心、电力调度机构提出，由电力交易中心、电力调度机构负责解释，仍有争议的，由省级电力主管部门、国家能源局云南监管办公室协调和裁决。
