云南省發改委、云南省能源局日前聯合發布了《2019 年云南電力市場化交易實施方案》，其中包含2019年云南電力市場化交易實施方案、云南電力市場主體準入和退出管理方案細則、云南電力市場主體信用管理實施細則、云南電力市場交易組織實施細則、云南電力市場零售服務實施細則、云南電力市場計量秘結算實施細則、云南電力市場信息披露實施細則。

鼓勵組織地州區域內電力交易。在德宏、怒江等送出受阻且電價體系相對獨立的地區，為充分消納地區水電，鼓勵地區工業企業生產用電，促進地方經濟發展，交易中心根據地區實際情況、地方政府政策以及本方案相關規定探索建立地區電力市場，報省級電力主管部門發布后組織實施。

地區電力市場參與的主體為地區內地調/縣調調度的并網運行公用中小水電和市場準入用戶。地區內市場準入用戶原則上優先參與地區電力市場，有電量缺額再參與全省電力市場。

組織地區電力市場按照雙邊協商、集中競爭等方式開展，鼓勵交易電價與用電量大小、增長幅度、工業產品價格等進行聯動，雙方互利共贏。

詳情如下：

2019 年云南電力市場化交易實施方案

第一章 總則

第一條 為貫徹落實《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9 號)及其配套文件、《電力中長期交易基本規則(暫行)》(發改能源〔2016〕2784 號)、《國家發展改革委 國家能源局關于積極推進電力市場化交易進一步完善交易機制的通知》 (發改運行〔2018〕1027 號)、《云南省進一步深化電力體制改革試點方案》(云發〔2016〕10 號)等電力體制改革文件精神，進一步完善我省電力市場結構和市場體系，促進我省電力市場穩定發展，做強做優我省能源產業，在總結近年來我省電力市場建設經驗的基礎上，結合我省電力系統運行實際，制定本方案。

第二條 本方案名稱為《2019 年云南電力市場化交易實施方案》，以下簡稱方案或交易方案。以本方案為基礎制定的相關配套實施細則，包括但不限于：《云南電力市場主體準入和退出管理實施細則》《云南電力市場主體信用管理實施細則》《云南電力市場交易組織實施細則》《云南電力市場計量和結算實施細則》《云南電力市場零售服務實施細則》《云南電力市場信息披露實施細則》。配套實施細則屬于本方案的內容范疇，與本方案具有相同效力。在執行過程中，如相關配套實施細則執行條款需優化和調整，但未涉及交易方案變化的，由昆明電力交易中心向省級電力主管部門報備后執行。

第三條 我省電力市場化交易堅持有利于電力系統安全穩定運行和電力可靠供應，不斷提高電力系統運行效率;堅持有利于營造公平、開放的市場環境，發揮市場在資源配置中的決定性作用;堅持加強政府監管職能，更好發揮政府作用，保障有效競爭和市場秩序;堅持節能減排和清潔能源優先上網，促進清潔能源生產和消納，鼓勵用電增長，進一步將我省清潔能源優勢轉化為經濟發展優勢，有力支撐我省綠色能源牌戰略。

第四條 本方案適用于省內所有發電企業、電網企業、用電企業、售電企業以及并入云南電網統一調度運行的境外電廠，在省外電力交易中心注冊通過的售電公司自愿到昆明電力交易中心交易的，需向昆明電力交易中心提供注冊資料并報備，省外發電企業、用電企業在具備條件時，依據有關跨省跨區交易規則或有關省區政府協商一致的意見與省內市場主體開展交易。

第五條 本方案所稱電力(電量)交易，主要是指符合準入條件的發電企業、售電企業、電力用戶等市場主體，通過自主協商、集中競爭等市場化方式，以電量為標的，開展的以年、月等為周期的中長期電力交易，以及以日為周期的短期電力交易。

優先發電計劃電量現階段視為廠網雙邊交易電量，電網企業按照優先發電相關規定統一收購，納入電力交易范疇執行。

第六條 電力市場成員應嚴格遵守市場規則，自覺自律，不得操縱市場價格、損害其他市場主體的利益。任何單位和個人不得非法干預市場正常運行。

第七條 省級電力主管部門負責全省電力市場化交易管理工作，并與國家能源局云南監管辦公室在各自職責范圍內參與和監管電力市場化工作。

第二章 市場成員

第八條 市場成員包括各類發電企業、售電企業、電網企業、電力用戶、電力交易機構、電力調度機構等，其中電力交易機構指昆明電力交易中心有限責任公司(以下簡稱交易中心);電力調度機構包括各級電力調度機構。

第九條 發電企業的權利和義務：

(一)按本方案參與電力市場化交易，執行優先發電計劃，簽訂和履行市場化交易形成的購售電合同，對自身市場行為負責;

(二)獲得公平的輸電服務、電網接入服務和電力交易服務，按規定繳納交易服務費;

(三)執行并網調度協議，服從電力調度機構的統一調度，按規定提供輔助服務;

(四)按規定披露和提供信息，獲得市場化交易和輸配電服務等相關信息;

(五)法律法規規定的其他權利和義務。

第十條 售電企業(售電公司)、電力用戶的權利和義務：

(一)按本方案參與電力市場化交易，簽訂和履行交易有關合同，提供直接交易電力電量需求、典型負荷曲線及其他生產信息，對自身市場行為負責;

(二)獲得公平的輸配電服務、電網接入服務和電力交易服務，按規定支付和繳納購電費、輸配電費、政府性基金及附加、交易服務費等;

(三)按規定披露和提供信息，獲得市場化交易和輸配電服務等相關信息;

(四)服從電力調度機構的統一調度，在系統特殊運行狀況下(如事故、嚴重供不應求等)按調度機構要求安排用電;

(五)遵守省級電力主管部門有關電力需求側管理規定，執行有序用電管理，配合開展錯避峰，提高電能利用效率，促進電力資源優化配置，保障用電秩序;

(六)法律法規規定的其他權利和義務。

第十一條 電網企業的權利和義務：

(一)保障輸配電設施的安全穩定運行;

(二)為市場主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務;

(三)服從電力調度機構的統一調度，建設、運行、維護和管理電網配套技術支持系統;

(四)向市場主體提供報裝、計量、抄表、維修等各類供電服務;

(五)按規定收取輸配電費，代收代付電費和政府性基金及附加等;

(六)預測并確定優先購電用戶的電量需求，執行優先發用電計劃;

(七)按政府定價向優先購電用戶以及其他不參與市場化交易的電力用戶提供售電服務，簽訂和履行相應的供用電合同;

(八)按規定披露和提供信息;

(九)根據政府授權參與電力市場化交易;

(十)配電網運營企業在配電區域內的供電業務參照上述條款執行;

(十一)法律法規規定的其他權利和義務。

第十二條 交易中心的權利和義務：

(一)按職責起草云南電力市場化交易實施方案和有關實施細則;根據交易方案和有關實施細則制定和發布相關業務指南、業務流程、管理辦法;

(二)組織各類電力交易，負責交易平臺建設與運維;

(三)負責市場主體的注冊管理;

(四)負責向市場主體培訓宣貫交易方案及相關規定，指導市場主體參與市場化交易;

(五)編制交易計劃;

(六)提供電力交易結算依據(包括但不限于全部電量電費、輔助服務費及輸電服務費等)及相關服務;

(七)監視和分析市場運行情況;

(八)配合省級電力主管部門和國家能源局云南監管辦公室對交易方案和有關實施細則進行分析評估，提出修改建議;

(九)負責市場信息管理，按規定披露和發布信息;

(十)按照相關規定開展市場主體交易行為信用評價工作;

(十一)按照相關規定收取交易服務費;

(十二)法律法規規定的其他權利和義務。

第十三條 電力調度機構的權利和義務：

(一)負責安全校核;

(二)按調度規程實施電力調度，負責系統實時平衡，確保電網安全;

(三)向交易中心提供安全約束條件和基礎數據，配合交易中心履行市場運營職能;

(四)合理安排電網運行方式，保障電力交易結果的執行;

(五)按規定披露和提供電網運行的相關信息;

(六)法律法規規定的其他權利和義務。

第三章 市場管理

第一節 市場準入與退出

條 第十四條 交易中心按照《云南省售電側改革實施方案》(云電改辦〔2017〕1 號)、《云南電力市場主體準入和退出管理實施細則》等規定對發電企業、售電公司、電力用戶等市場主體的準入和退出進行管理。

第十五條 發電企業分為優先電廠和市場化電廠。

市場化電廠指納入省調電力電量平衡的風電場、光伏電廠、火電廠，2004 年 1 月 1 日后投產由總調、省調、省地共調并網運行公用水電廠(以該電廠第一臺機組投運時間為準，下同)，由于一般工商業放開參與市場化交易，除保山、文山、怒江、迪慶、麗江、德宏、臨滄(滄源、永德、鎮康)等七個電價體系相對獨立的州市外，其他州市地調、縣調調管的110kV 及以上電壓等級并網運行公用水電廠(以下簡稱“小水電”)為市場化電廠。

優先電廠指電價體系相對獨立的州市地調、縣調調管的并網運行公用電廠，非獨立價區州市地調、縣調調管的 35kV及以下電壓等級并網運行公用電廠和 110kV 及以上電壓等級并網運行公用非水電廠，2004年 1 月 1日前已投產的總調、省調、省地共調并網運行公用水電廠(調管關系以本文發布日期為準)，以及光伏扶貧項目等按照省級電力主管部門有關文件規定不參與市場化交易的電廠。新投電廠按上述原則劃分電廠類別。

優先電廠按本方案參與輔助服務，暫不參與電力市場化交易，發電上網電量由電網企業根據優先發電相關政策統一收購。市場化電廠優先發電計劃按照省級電力主管部門有關規定執行。根據地州區域電力市場的建立以及優先購電用戶進一步放開參與市場化交易，相應進一步放開優先電廠參與市場化交易。

市場化電廠必須在交易中心進行注冊，按本方案參與電力市場化交易。市場化電廠除了優先發電計劃電量外，其余電量全部通過市場化競爭獲得，新投運機組自進入商業運行起，優先發電計劃電量以外的電量全部視為市場化電量。機組如有新投調試電量，調試電量不參與市場化交易，按照調試電量相關價格政策執行。

第十六條 1 至 4 月以及 11 至 12 月風電、光伏電廠不安排保居民電能替代電量，需參與市場化交易。5 至 10 月風電、光伏電廠全部上網電量均安排為保障居民電能替代電量，不參與市場化交易，按照月度連續掛牌交易集中撮合階段成交均價結算。

1 至 6月、11 至 12 月，火電均可參加市場化交易。7 至10 月，火電僅涉熱機組供氣所需電量可參與市場化交易。

第十七條 用電企業分為優先購電用戶和市場化用戶。優先購電用戶主要包括一產用電，三產中的重要公用事業、公益性服務行業用戶、居民生活用戶等，優先購電用戶由電網企業統一購電，按照政府定價向優先購電用戶保障供電。

市場化用戶指符合國家產業政策、環保安全、節能減排要求并已在交易中心注冊的執行大工業電價用戶和 315kVA及以上的一般工商業專變用戶，同時，支持其他一般工商業用戶參與電力市場化交易。其中執行大工業電價用戶和315kVA 及以上的一般工商業專變用戶可以選擇直接參與市場化交易或由售電公司代理參與市場化交易，其他一般工商業用戶由售電公司代理參與市場化交易。

已注冊參與市場化交易的大工業用戶其同一戶號下的一般工商業用電量默認納入市場化電量管理，按照本方案參與交易和結算，不再執行政府定價。符合市場準入條件但未在交易中心注冊的用戶暫由電網企業按照政府定價承擔保底供電服務。

省級電力主管部門在有序放開發用電計劃等相關政策中明確的優先購電用戶，在履行相關注冊程序通過后，納入市場化用戶管理，按照本方案參與市場化交易。

符合準入條件的用戶一旦注冊進入電力市場，三年內不能退出市場，無論是否有交易成交電量，全部用電量均按本方案由市場機制定價，不再執行目錄電價。

第十八條 市場化用戶退出市場后，由電網企業下屬供電企業和擁有配電網運營權的售電公司承擔保底供電責任。

其中自愿退出市場用戶的保底供電價格在電力用戶繳納輸配電價的基礎上，電度電價以居民生活“一戶一表”統一電價(不含政府性基金和和附加)為基準的 1.2 倍執行;強制退出市場用戶的保底供電價格在電力用戶繳納輸配電價的基礎上，電度電價以居民生活“一戶一表”統一電價(不含政府性基金和和附加)為基準的 1.5 倍執行;政府性基金及附加按照相應用電類別標準征收。若價格主管部門出臺相關政策隨當期價格政策執行。

第十九條 售電公司按照相關規定在交易中心注冊通過后，可按照本方案和有關實施細則參與電力市場化交易購電，并向用戶提供市場化交易零售服務。

第二十條 地方電力公司完成廠網分開、確定輸配電價格后其供電用戶可參與云南電力市場化交易。地方電力、配電公司應積極進行計量、營銷等技術支持系統的建設或改造，實現與交易中心交易平臺信息的互聯互通，實現地區市場主體的統一注冊管理、交易和結算。

第二節 市場主體信用管理

第二十一條 市場主體信用管理的目的

開展市場主體信用管理的目的在于規范市場主體依法合規經營，持續提升市場信用風險控制能力，積極維護電力市場健康、穩定。

第二十二條 市場主體信用管理的原則

(一)服務市場主體。通過建立電力市場主體信用管理體系，著力維護各類市場主體的合法權益，提升市場服務體驗。

(二)確保市場公平。各類市場主體權利平等、規則平等，維護公平競爭的市場秩序。

(三)強化風險控制。高度關注市場潛在的風險因素，持續提升市場信用風險管理和控制能力。

第二十三條 交易中心根據市場主體信用評價和誠信記錄，相應對市場主體的市場資格、交易業務權限、信用保證額度等進行調整。

第二十四條 云南電力市場采取繳納信用保證金和履約保函的方式履行交易信用保證。市場主體需履行的信用保證額度與市場主體信用評價機制、市場負面行為觀察機制掛鉤。

第二十五條 電費、交易服務費、保證金(履約保函)、系統平衡調節資金等費用未按時繳清的市場主體，不得參與市場化交易。其中地調、縣調調管的 110kV 市場化電廠 2019年暫不收取交易服務費。

第二十六條 云南電力市場主體信用管理體系包括市場主體信用評價機制、負面行為觀察機制和交易信用保證機制。市場主體信用管理具體規定詳見《云南電力市場主體信用管理實施細則》。

第三節 零售服務

第二十七條 零售服務關系確立的雙方，售電公司和電力用戶均必須是在交易中心注冊并納入目錄的市場主體。任何單位和個人不得干預用戶自由選擇售電公司的權利。在一個零售服務關系周期內，電力用戶只可與一家售電公司建立零售服務關系。零售服務關系一經確定，電力用戶全部電量通過該售電公司購買。零售服務確立的周期不低于三個月。

第二十八條 經雙方協商一致，任何一方均可在電力交易系統內發起零售服務關系確立，確立以電子或書面合同方式，由雙方法定代表人(授權代理人)在電力交易系統中確認，簽訂書面合同的，應通過電力交易系統上傳向交易中心備案。

第二十九條 零售服務關系建立、變更或解除后，自雙方合同約定后續某自然月1 日起生效。

條第三十條 售電公司與電力用戶之間零售服務及有關電力交易活動要求詳見《云南電力市場零售服務實施細則》。

第四章 交易組織

第一節 交易周期和組織方式

第三十一條 云南電力市場以年、月、日為周期開展交易。

第三十二條 云南電力市場交易分為電力直接交易、合約轉讓交易。

電力直接交易是指符合準入條件的電力用戶、售電公司與發電企業，按照自愿參與、自主協商的原則直接進行的購售電交易，電網企業按規定提供輸配電服務。

合約轉讓交易是指在發電企業之間、電力用戶(售電公司)之間，對雙方持有的電力合約互相進行轉讓的交易方式。

第三十三條 云南電力市場交易組織方式包括雙邊協商、集中撮合、連續掛牌和自主掛牌等方式。

雙邊協商是指市場主體之間自主協商交易電量、價格，形成雙邊協商初步意向，在規定時間內通過交易平臺進行申報和確認，并經校核成交。

集中撮合是指市場主體均通過交易平臺申報電量、價格等信息，申報結束后交易平臺對買賣申報進行撮合，并經校核成交。

連續掛牌是指市場主體均通過交易平臺申報電量、價格等信息，交易平臺對買賣申報逐筆連續撮合，并經校核成交。

自主掛牌是指由掛牌方通過交易平臺提出購電、售電或合約轉讓合同的電量和價格等申請信息，摘牌方通過交易平臺接受掛牌方的要約，并經校核成交。

第三十四條 交易組織具體方式詳見《云南電力市場交易組織實施細則》。

第二節 交易基本要求

第三十五條 市場化電廠以廠為單位進行交易申報，申報電價和成交電價為上網側的絕對價格，為含環保電價、含稅的價格。

第三十六條 各電廠在某交易環節申報電量不超過發電能力扣減已成交電量和優先發電量。未開機火電廠(當月計劃開機電廠除外)增加申報最小開機電量，一般不低于單臺機組按穩燃出力運行 7 天電量。若未開機火電廠成交電量低于申報的最小開機電量，則不成交。

第三十七條 市場化用戶以戶號為單位進行交易申報，售電公司以公司為單位進行交易申報，申報電價和成交電價為電廠上網側的絕對價格。

第三十八條 電力直接交易申報電量的最小單位為 0.1萬千瓦時，且雙邊協商交易單筆合同申報的月度電量不小于10 萬千瓦時，申報電價的最小單位為 0.001 元/千瓦時;合約轉讓交易申報電量的最小單位為0.0001 萬千瓦時，申報電價的最小單位為0.00001元/千瓦時。

條 第三十九條 電廠所有電力交易申報、成交、結算電量均為上網側電量。如果政府確定的優先發電計劃為發電側負荷，則在交易申報扣減發電能力時，按該廠上年實際平均廠用電率折算至上網側，發電結束后應按照實際廠用電率將發電側負荷折算至上網側進行結算。

第三節 價格機制

第四十條 電力直接交易的成交價格由市場主體通過自主協商、集中競爭等市場化方式形成，第三方不得干預;合約轉讓交易成交價格為轉讓的合約電量原成交價格;省內優先發電計劃電量和框架協議內跨省跨區電量隨著政府定價的放開采取市場化定價方式。

第四十一條 每月月末，雙方協商一致后可在交易平臺中對次月雙邊合同電量交易價格進行調整，價格調整的幅度不超過市場均價的5%。

第四十二條 電力交易中輸配電價(包括省內、跨省跨區)、相關的政府性基金與附加、交叉補貼等按國家和價格主管部門的有關規定執行。線損電價以用戶實際結算的電能價格為基準值，按照國家和價格主管部門規定的綜合線損率計算，即線損電價=基準值×綜合線損率/(1-綜合線損率)。

第四十三條 雙邊協商交易不進行限價。為保證有序競爭和市場穩定，考慮供需關系，對集中撮合、連續掛牌、自主掛牌等集中競爭方式的電力直接交易設置申報最低限價和最高限價，最低限價為 0.15 元/千瓦時，最高限價為 0.42元/千瓦時。

第四十四條 執行峰谷分時電價的一般工商業用戶，注冊進入市場后繼續執行峰谷分時電價，市場化交易形成的上網電價為平時段電價，考慮到用電高峰需要火電等具有調節能力的電廠調峰，按照平穩過渡原則，在全面推行實施現貨市場交易前，根據用電時段，暫定峰時段電價上浮 50%、谷時段電價下浮 50%，確定峰、谷時段電價，結算時根據峰、平、谷時段用電量，分別計算各時段電費。執行峰谷分時電價產生的差額收益，納入系統平衡調節資金，在發電側統籌平衡使用，年度清算。

執行大工業電價的市場化用戶維持目前模式，市場化交易形成的價格為全時段價格。

第四十五條 上調服務基準價格上調服務基準價格即市場均價，為省內月度(包括年度分月)電力直接交易電量加權平均成交價。上調服務基準價格(市場均價)在本方案中廣泛應用于市場交易、結算、考核、市場管控等機制中。交易中心在月度直接交易結束、相關直接交易價格均確定后計算并發布月度上調服務基準價格，且在交易組織過程中及時發布市場均價統計值，為市場主體提供參考。

第四十六條 利用富余水電支持水電鋁材一體化發展的價格機制按照政府有關政策執行。

第四節 交易校核與執行

第四十七條 為防止市場主體虛報、誤報電量，保證電力市場運營平穩，交易中心對市場主體的交易申報電量進行合理性校核，參照發電能力設置電廠交易電量申報上限，參照歷史用電情況設置用戶(售電公司)交易電量申報上限。

條 第四十八條 雙邊交易申報電量提交調度機構安全校核后形成電廠雙邊交易成交結果，用戶側根據電廠側校核情況同步削減雙邊交易申報電量形成雙邊交易成交結果，雙方成交電量即調度校核結果，作為調度執行和交易中心結算依據。連續掛牌等集中交易關閘后即形成成交結果，作為交易中心結算依據，交易中心將電廠成交結果提交給調度機構進行校核，校核通過的電量為調度校核結果，作為調度執行依據，用戶側集中交易成交結果的執行和結算不受電廠校核的影響，電廠集中交易被校核的電量可參與合約轉讓交易進行出讓。電廠側事前合約轉讓交易關閘后形成初始成交結果，交易中心將電廠初始成交結果提交給調度機構進行校核，校核通過的電量為電廠成交結果。

第四十九條 交易中心根據調度機構安全校核后的電廠月度優先計劃電量、年度交易分月電量和各類月度交易電量，形成電廠的月度交易計劃。電力調度機構基于電力系統實際，綜合考慮電網安全穩定運行要求、全網電力持續可靠供應需要、清潔能源消納要求、電網和電廠檢修計劃、清潔能源特性等因素，保證交易計劃的公平、公正及有效執行。

第五十條 根據清潔能源發電能力和消納情況，交易中心在月度信息披露中發布火電可交易規模，作為火電參與市場化交易的校核依據之一，火電已成交電量如已達到可交易規模，火電不得參與后續交易申報。

第五十一條 電力調度機構負責根據交易計劃形成調度計劃并執行，公布實際執行結果，向市場主體說明與交易計劃產生偏差的原因，對交易計劃執行結果及偏差責任進行認定并提交交易中心。交易中心每日跟蹤月度交易計劃實際進度情況，并以電力調度機構提供的交易執行結果及偏差責任認定情況作為結算考核依據。市場主體對月度交易計劃執行提出異議時，電力調度機構負責出具說明，交易中心負責公布相關信息。

第五十二條 電力系統發生故障或其他情況，如對交易計劃執行影響較大且無法通過后續調整、優化確保交易計劃完成時，電力調度機構應將相關情況及影響及時通報交易中心。

第五節 地州區域內電力交易

第五十三條 在德宏、怒江等送出受阻且電價體系相對獨立的地區，為充分消納地區水電，鼓勵地區工業企業生產用電，促進地方經濟發展，交易中心根據地區實際情況、地方政府政策以及本方案相關規定探索建立地區電力市場，報省級電力主管部門發布后組織實施。

第五十四條 地區電力市場參與的主體為地區內地調/縣調調度的并網運行公用中小水電和市場準入用戶。地區內市場準入用戶原則上優先參與地區電力市場，有電量缺額再參與全省電力市場。

第五十五條 組織地區電力市場按照雙邊協商、集中競爭等方式開展，鼓勵交易電價與用電量大小、增長幅度、工業產品價格等進行聯動，雙方互利共贏。

第五章 輔助服務

第一節 系統平衡調節資金

條 第五十六條 建立系統平衡調節資金機制：

(一)促進清潔能源能源消納。為保障清潔能源優先消納，特別是汛期火電發電空間極大壓縮，最大程度減少了清潔能源棄能，對清潔能源電廠收取資金納入系統平衡調節資金統籌管理。

(二)市場交易結算中的各類偏差考核電費納入系統平衡調節資金統籌管理。

(三)一般工商業參與市場化交易繼續執行峰谷電價產生的差額收益，納入系統平衡調節資金統籌管理。

第五十七條 系統平衡調節資金按下列原則分為三類提取：

(一)固定提取部分：

2004 年以前投產的 110 千伏及以上電壓等級并網不參與市場化的總調調度、省調調度、省地共調并網運行公用水電廠(除大朝山、漫灣、以禮河電廠)上網電量按照 0.02 元/千瓦時提取;市場化水電廠、風電場、光伏電廠上網電量(除20調試電量)按 0.01 元/千瓦時提取，其中地調、縣調調度的110kV 市場化電廠 2019 年暫不提取;大朝山電廠全年提取2572 萬元，按月平均提取。

(二)偏差提取部分：包括用戶超用和少用偏差電量考核電費、電廠超發和少發偏差電量考核電費、價格風險控制機制提取資金、退市用戶的保底供電價格高于原目錄電價的偏差電費等。

(三)峰谷電價差額收益部分：一般工商業參與市場化交易繼續執行峰谷電價產生的差額收益。

條 第五十八條 系統平衡調節資金峰谷電價差額收益部分，年度在發電側統籌平衡使用，月度暫不進行結算。系統平衡調節資金固定提取部分和偏差提取部分全年統籌，按照以下順序支付使用：

(一)支付系統原因電廠少發電量補償。

(二)支付火電調節價格費用。

(三)支付火電長期備用補償費用。

條 第五十九條 年度結余的固定提取部分和偏差提取部分系統平衡調節資金按照固定提取部分各電廠全年繳納資金的比例返還給各電廠。

第二節 火電調節價格機制

條 第六十條 考慮火電燃料及實際運行成本，通過建立火電調節價格機制，對火電參與市場化交易并完成的電量給予調節價格，合理補償發電成本，以支持火電企業與清潔能源電廠同臺競價、避免市場價格不合理上漲，保障電網安全穩定運行和電力可靠供應。火電市場化電量調節價格費用由系統平衡調節資金支付。

第六十一條 火電市場化電量調節價格申報

1 至 6月、11 至 12 月月度交易開始前各火電申報次月市場化電量調節價格，每個火電廠申報一個市場化電量調節價格。市場化電量調節價格申報設置上下限，下限為零，上限為 0.1008 元/千瓦時。缺省市場化電量調節價格為零。

主汛期(7-10 月)市場化電量調節價格為零，不進行申報。

條 第六十二條 交易中心按照火電申報的市場化電量調節價格從低到高的順序進行排序，申報調節價格相同的火電廠，交易平臺綜合考慮能耗等因素按照隨機排序確定其序位，形成火電市場化電量調節價格排序表，作為市場化電量校核依據，排序靠前的優先成交。

條 第六十三條 備用能力為火電廠實際發電能力扣減優先發電計劃電量和市場化交易成交電量后剩余發電能力，在電力供應相對緊張或電網安全穩定運行需要時，可調用火電備用能力發電，平衡系統缺口，保障省內電力供應。被調用的火電發電量稱為平衡缺口電量。

條 第六十四條 1 至 6 月、11 至 12 月月度交易結束后火電廠在交易平臺申報備用能力，同時申報備用調節價格。

火電廠備用能力可分段申報，分段數不大于機組臺數，每段申報一個備用能力和一個備用調節價格，每段申報的備用調節價格不得相同。每段備用能力不低于最小開機電量。

備用調節價格申報設置上下限，下限為零，上限為 0.1008元/千瓦時。缺省備用能力為零。缺省備用調節價格為 0.1008

元/千瓦時。

7至10月月度交易結束后火電廠在交易平臺申報備用能力，不申報備用調節價格，備用調節價格為零。

第六十五條 1 至 6 月、11 至 12 月備用能力和備用調節價格申報結束后，交易平臺按照各火電(分段)申報的備用調節價格從低到高的順序對火電申報的(分段)備用能力進行排序，形成缺口電量調用序位表。申報備用調節價格相同時，由交易平臺綜合考慮能耗等因素按照隨機排序方式確定順序。

條 第六十六條 調度機構、交易中心根據月度電量平衡情況預測平衡缺口電量需求，并按照缺口電量調用序位表確定缺口電量調用計劃，火電廠按照交易中心公布的缺口電量調用計劃提前做好發電準備。實際調用的缺口電量根據系統需要可以大于電廠申報的備用能力。參照近年中小水電購電價格，缺口電量電能價格為市場均價與0.235元/千瓦時取大值，火電完成的缺口電量結算時除電能價格外，可獲得其申報的調節價格。缺口電量調節價格費用由系統平衡調節資金支付。

第六十七條 火電革命老區電量、供熱電量、備用確認電量三類優先電量電能價格參照近年中小水電購電價格，為市場均價與0.235 元/千瓦時取大值，除電能價格外，在 1 至6 月、11 至 12 月發電給予調節價格。為支持革命老區發展，電廠完成的革命老區電量調節價格為當月全網結算的市場化電量調節價格和缺口電量調節價格的最大值，如當月沒有市場化電量和缺口電量，調節價格為全年各月結算的市場化調節價格和缺口電量調節價格的最大值的算術平均值。為體現公平性，提高供熱電量、備用確認電量電廠發電積極性，保障電力可靠供應和電網安全穩定運行，電廠完成的供熱電量、備用確認電量調節價格為當月全網結算的市場化電量調節價格和缺口電量調節價格的加權平均價，如當月沒有市場化電量和缺口電量時，調節價格為全年全網結算的市場化調節價格和缺口電量調節價格的加權平均價。

7 至 10 月火電革命老區電量、供熱電量、備用確認電量三類優先電量發電調節價格為零。

三類優先電量調節價格費用由系統平衡調節資金支付。

第六十八條 火電獲得調節價格的各類電量(包括優先電量、市場化電量、缺口電量)結算時如電能價格與調節價格之和超過0.336 元/千瓦時，則相應調減火電結算的調節價格。

第三節 火電長期備用補償

條 第六十九條 為支持火電企業長期備用設備維護，保障我省長期電力供應，建立火電長期備用補償機制。火電長期備用能力由系統平衡調節資金給予補償。

第七十條 每月按以下原則確定月度火電長期備用能力：

(一)如火電廠在申報的備用能力范圍內完成了調度安排的缺口電量，火電長期備用能力=火電申報的備用能力-平衡缺口電量-自身原因超發電量+因系統原因少發電量。

(二)如火電廠由于自身原因未能完成缺口電量調用計劃，當實際完成缺口電量低于申報備用能力的 60%時，認定

為虛假申報備用能力，當月該火電廠可獲補償的長期備用能力為零;當實際完成缺口電量大于等于申報備用能力的 60%

時，當月該火電廠長期備用能力=(火電申報備用能力-平衡缺口電量)×實際完成缺口電量/火電申報備用能力。

第七十一條 火電長期備用能力度電補償標準全年各月相同，月度根據系統平衡調節資金情況進行預結算，年度進行清算。

月度預結算時，根據月度可用于結算支付的系統平衡調節資金，優先結算支付火電調節價格費用，但最少支付系統平衡調節資金的 20%、最多支付系統平衡調節資金的 50%給火電長期補償費用，火電調節價格費用未足額支付的月度先掛賬，后續系統平衡調節資金有結余的月度再對調節價格掛賬資金進行逐步清算。

年度清算時，全年系統平衡調節資金支付電廠少發電量補償后剩余資金為火電可結算資金。當火電可結算資金小于等于20 億元時，優先全額支付火電調節價格費用后，剩余資金全部用于支付火電長期備用補償。當火電可結算資金大于20 億元時，優先全額支付火電調節價格費用后，剩余資金中支付火電長期備用補償的資金為min(max(20 億元-調節價格費用，火電可結算資金/2)，火電可結算資金-調節價格費用)，支付火電長期備用補償后如仍有結余，結余資金按照各清潔能源電廠固定提取部分系統平衡調節資金大小等比例退還各電廠。

第六章 計量和結算

第一節 計量

第七十二條 電網企業應當根據市場運行需要為市場主體安裝符合技術規范的計量裝置;計量裝置原則上安裝在產權分界點，產權分界點無法安裝計量裝置的，考慮相應的變(線)損，并按照相關計量運維。

條 第七十三條 同一計量點應當安裝相同型號、相同規格、相同精度的主、副電能表各一套，主、副表應有明確標志，以主表計量數據作為結算依據，副表計量數據作為參照，當確認主表故障后，副表計量數據替代主表計量數據作為電量結算依據。電力用戶可根據實際情況配置必要的計量裝置。

第七十四條 電網企業負責計量系統的規劃和建設，為結算數據的采集、傳輸提供技術支持，確保能夠自動、準確、及時采集發、用電企業計量相關數據。

第七十五條 電網企業按照電力市場結算要求定期抄錄電廠(機組)和電力用戶電能計量裝置數據，并提交交易中心。當出現計量數據不可用時，由電能計量檢測單位確認并出具報告，結算電量由交易中心組織相關市場主體協商解決。

第二節 結算

第七十六條 昆明電力交易中心負責向市場主體出具結算依據，其中跨省跨區電量交易結算依據由廣州電力交易中心負責向昆明電力交易中心出具，昆明電力交易中心根據本方案和相關實施細則對市場主體進行結算，并向相關市場主體出具結算依據。

第七十七條 電網企業負責市場主體交易周期內實際結算電量的確認，按期向交易中心提供電廠和電力用戶交易周期內(月、日)實際結算電量。電廠以交易周期內的實際結算上網電量作為計費依據，電力用戶或售電公司以交易周期內的實際結算用電量作為計費依據，電費按日核算，月結月清。

第七十八條 電廠結算

(一)按電廠為單元對發電企業結算，首先進行日交易電量結算，再進行月度合約電量結算。

(二)電廠的電費分為電能電費、偏差電費、系統平衡調節資金提取費用等。

(三)日結算

電廠日交易電量按日進行結算，根據電廠日計量數據，完成的日交易電量按照成交價格結算，日少發電量設置 3%的免責閾值，超過免責閾值的進行責任界定并根據電廠類別參照月度結算規則進行考核或補償，超發電量進入月度結算。

(四)月度結算

1.清潔能源電廠結算

清潔能源電廠各類月度合約電量，包括優先發電計劃電量、年度分月交易電量、月度交易電量，結算不分順序，結算價格按照各類月度合約電量的加權平均價格結算。

清潔能源電廠優先發電計劃電量(按規定調整后的電量計劃)月結月清，偏差電量不在月度間進行滾動調整。清潔能源電廠月度少發電量設置 3%的免責閾值，超過免責閾值的電量根據責任界定進行考核或補償。超發電量電網企業按照月度上調服務基準價格進行結算，其中電廠側結算價格按照月度上調服務基準價格乘以成交比結算，成交比為電廠全月所有電量計劃加上非自身原因超發電量后與實際上網電量的比值，具體計算方式詳見《云南電力市場計量與結算實施細則》，成交比設置上限值為 1，下限值為 0.8;

上調服務基準價格與電廠側結算價格的價差部分為超發電量偏差考核電費，納入系統平衡調節資金統籌管理。

2.火電廠結算

火電廠各類月度合約電量，按照優先發電計劃電量、市場化電量的順序進行結算，分別確定優先發電計劃電量和市場化電量未完成的電量偏差。火電優先發電計劃未完成的電量偏差，不參與事后合約轉讓交易，不進行補償，不進行考核。其中革命老區電量偏差年度平衡，其他電量不滾動調整。火電市場化電量未完成的偏差電量，可參與事后合約轉讓交易，事后合約轉讓交易后仍有偏差的，偏差電量根據責任界定，因保障清潔能源優先消納等原因導致的少發電量偏差不進行補償也不進行考核，因電廠自身原因導致的少發電量偏差設置3%的免責閾值，超過免責閾值的電量進行考核。

如電廠上網電量大于優先發電計劃電量與市場化電量之和，超發電量由調度機構對超發原因進行界定，因電廠自身經營、試驗、設備維護、運行控制偏差等原因超發的，為自身原因超發電量，自身原因超發電量可參與事后合約轉讓交易，合約轉讓交易電量按照交易價格結算，不給予調節價格，合約轉讓后仍有自身原因超發電量的，按照月度上調基準價格結算;因電力供應緊張或系統安全運行需要調用的電量為平衡缺口電量，按照缺口電量電能價格和調節價格機制結算。

3.未注冊市場化電廠結算

市場化電廠未及時注冊參與交易的，則交易電量視為 0，全部上網電量(調試電量除外)均為超發電量，且超發電量成交比按 0.8 結算。

條 第七十九條 用戶結算

(一)符合準入條件用戶一旦注冊成功，用電量均按市場機制定價。用戶(包括售電公司服務用戶)按戶號為單元結算，首先進行日交易電量結算，再進行月度合約電量結算。

(二)用戶的電費包括但不限于電能電費、偏差電費、輸配電費、線損電費、基金及附加、基本電費、力調電費等。

其中，輸配電費、基金及附加、基本電費、力調電費根據用戶實際用電情況與政府核定價格標準計算;電能電費、偏差電費按市場化方式結算;線損電費按用戶實際用電量與線損電價計算。

(三)日結算

用戶日交易電量按日進行結算，根據用戶日計量數據，完成的日交易電量按照成交價格結算，日少用電量設置 3%的免責閾值，超過免責閾值的根據責任界定進行考核或免責，超用電量進入月度結算。

(四)月度結算

市場化用戶各類月度(包括年度分月)電量合約結算不分順序，結算價格按照各類電量的加權平均價格結算。少用電量設置 3%的免責閾值，超過免責閾值的根據責任界定進行考核或免責。超用電量按照月度上調服務基準價格的 1.2倍結算，其中上調服務基準價格的 0.2 倍為超用電量偏差考核電費，納入系統平衡調節資金統籌管理。

(五)當售電公司服務用戶存在少用電量偏差電費時，用戶自身承擔少用電量偏差電費的 90%，售電公司承擔該用戶少用電量偏差電費的 10%。交易中心按照用戶少用電量偏差電費的 100%向用戶出具結算依據，電網企業按結算依據向用戶收費，用戶少用電量偏差電費的 10%由售電公司支付給其服務用戶。

條 第八十條 市場化交易結算工作原則上應在次月二十五日前完成，市場主體可通過電力交易平臺查詢相關結算數據。市場主體接收電費結算依據后，應進行核對確認，如有異議在結算依據發布后 3 個工作日內通知交易中心，逾期則視同沒有異議。結算工作按如下流程開展：

(一)實時獲取交易結果;

(二)按日獲取參加日交易的市場主體的每日實際發、用電量;按月獲取市場主體的月度實際發、用電量;

(三)交易中心計算電廠的月度預結算結果，每月十五日前完成。電網企業根據預結算依據及時支付電廠月度預結算電費;

(四)根據實際發、用電量情況計算市場主體偏差電量并進行責任界定，并據此開展事后合約轉讓交易。每月二十日前完成;

(五)交易中心進行正式結算。每月二十五日前完成;

(六)交易中心根據正式結算結果，每月出具月度結算依據，經電網企業(供電企業)和市場主體確認無誤后發布至電網企業(供電企業)和市場主體;

(七)電網企業(供電企業)和市場主體根據電費結算依據，按照合同約定或法律法規的規定完成電費收支;

(八)由于政府電價調整或其他原因造成的電費偏差和差錯應及時進行清算和退補。

第八十一條 各市場主體暫時保持與電網企業的電費結算和支付方式不變。電網企業按照交易中心出具的結算依據向各市場主體結算電費，并承擔電力用戶側欠費風險，保障交易電費資金安全。

第八十二條 結算具體規定詳見《云南電力市場結算實施細則》。

第七章 信息披露

第八十三條 市場信息分為公眾信息、公開信息和私有信息。公眾信息是指向社會公眾發布的數據和信息，公開信息是指向所有市場主體公開提供的數據和信息，私有信息是指特定的市場主體有權訪問且不得向其他市場主體公布的數據和信息。

第八十四條 市場主體應當遵循及時、真實、準確、完整的原則，披露電力市場信息。交易中心、電力調度機構應當公平對待市場主體，無歧視披露公眾信息和公開信息，嚴禁超職責范圍獲取或泄露私有信息。

第八十五條 省級電力主管部門、國家能源局云南監管辦公室對信息提供和披露情況實施監管。

第八十六條 根據電力市場交易的需要，各類市場成員應按照電力交易中心的要求披露應披露的信息，由電力交易中心統一管理和發布，發布信息應真實、準確、及時、完整。

第八十七條 交易中心負責市場信息的統一管理。在確保安全的基礎上，電力市場信息主要通過電力交易平臺、交易中心門戶網站和微信公眾號等渠道進行披露。交易中心應為市場主體通過交易平臺等渠道披露有關信息提供便利，各類市場成員按規定披露有關信息，并對所披露信息的準確性、及時性和真實性負責。

條 第八十八條 任何單位和個人不得泄露影響公平競爭和涉及市場主體隱私的相關信息。因信息泄露造成的市場波動和市場主體損失的，由省級電力主管部門、國家能源局云南監管辦公室等組織調查并追究責任。

條 第八十九條 市場成員如對披露的相關信息有異議及疑問，可向交易中心、電力調度機構提出，由交易中心、電力調度機構負責解釋。

第九十條 信息披露具體內容和要求詳見《云南電力市場信息披露實施細則》。

第八章 爭議處理與市場管控

第九十一條 發生以下爭議時，可通過雙方協商、市場管理委員會或省級電力主管部門組織協調等方式解決。協調未能解決的，按照國家有關法律法規處理。

(一)注冊或注銷市場主體資格的爭議;

(二)市場主體按照規則行使權利和履行義務的爭議;

(三)市場化交易、計量、考核和結算的爭議;

(四)其他方面的爭議。

第九十二條 本年度月度用電量累計出現 3 個月低于其雙邊協商交易電量80%，或累計出現 2 個月低于其雙邊協商交易電量 60%的用戶和售電公司，不允許參加本年度后續月度雙邊協商交易，已簽訂的雙邊合同作廢處理，并自行承擔合同違約責任。

第九十三條 為保證云南電力市場平穩運行，防止市場主體惡意報價擾亂市場秩序，建立價格風險控制機制。

對雙邊協商直接交易(明細)成交價格與市場均價偏離較大的清潔能源電廠、用戶(售電公司)收取系統平衡調節資金，引導市場主體理性參與市場。每月向雙邊協商直接交易電量(明細)價格在市場均價 0.8 倍以下用戶(售電公司)收取，收取標準為用戶(售電公司)雙邊協商直接交易電量(明細)成交價格與市場均價 0.8 倍的差值的 50%。每月向雙邊協商直接交易電量(明細)成交價格在市場均價 1.2 倍以上的水電、風電、光伏電廠收取，收取標準為電廠雙邊協商直接交易電量(明細)成交價格與市場均價 1.2 倍的差值的 50%。其中售電公司收取金額由其代理用戶分攤。

對于火電參與市場交易申報價格明顯低于其發電成本和市場均價的，火電須進行情況說明，并由交易中心將其交易價格情況提交政府有關部門作為后續其發電成本測算依據。

條 第九十四條 市場主體擾亂市場秩序，出現下列違規行為的，由國家能源局云南監管辦公室、電力主管部門、價格主管部門按照《行政處罰法》、《中華人民共和國電力法》、《中華人民共和國價格法》、《中華人民共和國反壟斷法》、《電力監管條例》以及《電力市場監管辦法》等法律法規調查處理，并納入市場主體信用評價：

(一)提供虛假材料或以其他欺騙手段進行市場注冊;

(二)濫用市場力，惡意串通、操縱市場;

(三)不按時結算，侵害其他市場主體利益;

(四)交易中心、電力調度機構對市場主體有歧視行為;

(五)提供虛假信息或違規發布信息;

(六)其他嚴重違反本方案的行為。

第九十五條 當市場出現以下重大異常情況時，交易中心和電力調度機構要及時向省級電力主管部門和國家能源局云南監管辦公室報告，經批準后可采取措施對市場進行干預或終止市場化交易。

(一)發生市場主體濫用市場力、串謀及其他嚴重違約、不能履約等，導致市場秩序受到嚴重擾亂;

(二)用戶側月度總體成交電量低于用電需求的50%;

(三)交易平臺發生故障，導致交易無法正常進行;

(四)云南電力系統發生重大事故，嚴重影響到交易執行及系統安全時;

(五)云南電力系統調頻、調峰容量及無功容量無法滿足電力系統安全穩定運行要求，一次能源供應、用電需求與預期發生較大偏差;

(六)其他影響電力系統安全穩定運行事件或不可抗力事件發生時。

條 第九十六條 緊急情況下，交易中心和電力調度機構可

以在報告的同時采取干預市場或中止市場運行的措施。

第九十七條 云南電力市場中止期間，電力調度機構應按照調度規程進行調度運行管理。

第九章 附則

第九十八條 本方案及相關配套實施細則由省級電力主管部門、昆明電力交易中心負責解釋。

云南電力市場主體準入和退出管理實施細則

第一章 總則

條 第一條 為規范電力市場主體的準入和退出，健全市場秩序，根據《國家發展改革委、國家能源局關于印發售電公司準入與退出管理辦法和有序放開配電網業務管理辦法的通知》(發改經體〔2016〕2120 號)、《電力中長期交易基本規則(暫行)》(發改能源〔2016〕2784 號)、《云南省進一步深化電力體制改革試點方案》(云發〔2016〕10 號)、《云南

電力體制改革工作領導小組辦公室關于印發云南省售電側改革實施方案的通知》(云電改辦〔2017〕1 號)、《2019 年云南電力市場化交易實施方案》等相關文件，結合工作實際，按照依法依規、開放高效、優質服務、加強監管的原則，制定本實施細則。

條 第二條 云南電力市場主體準入采取注冊制。市場主體根據準入條件，履行注冊、承諾、公示、備案等程序，納入市場主體目錄。本細則所稱市場主體指電力用戶、發電企業、售電公司。

第三條 昆明電力交易中心(以下簡稱“交易中心”)具體負責市場主體準入和退出有關工作，及時向社會發布電力市場準入和退出相關信息，動態維護市場主體目錄，并根據工作情況向省級電力主管部門報告。

第二章 市場準入

條 第四條 符合準入條件的市場主體，均可在電力交易系統內提交注冊申請，并提交相應注冊資料。發電企業、電力用

戶和售電企業等市場主體需在電力交易中心完成注冊成為合格市場主體后方可參與市場交易。

條 第五條 市場主體應對提交材料的真實性、有效性、合規性和完備性負責，充分悉知參與電力市場交易應承擔的責任

和可能發生的風險，承諾嚴格遵守相關文件規定、市場規則和交易中的相關要求。

第六條 市場主體由法定代表人或指定授權代理人作為公司代表辦理和開展云南電力市場相關業務，包括市場注冊退出，參與市場交易，開展交易結算，零售服務關系確立變更解除等全流程業務。企業法定代表人或由企業確定的授權代理人所作出電力交易相關的任何行為均代表市場主體自主意愿，市場主體應承擔由此產生的全部責任。

第一節 發電企業準入

第七條 依據國家及省級電力主管部門政策文件要求，發電企業準入條件為：

(一)參與電力市場的發電企業應當具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體。

內部核算的發電企業(電網企業保留的調峰調頻電廠除外)經法人單位授權，也可提出注冊申請。

(二)除依法豁免外，均應依法取得核準和備案文件，取得電力業務許可證(發電類)。

(三)符合國家產業政策，國家規定的環保設施正常投運且達到環保標準要求。

(四)符合政府確定的有序放開發電計劃范圍。

(五)并網自備電廠在滿足國家并網發電相關安全規定、公平承擔發電企業社會責任、承擔國家依法合規設立的政府性基金以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼、支付系統備用費后，可作為合格的市場主體參與市場交易。

(六)與云南電網并網運行的境外發電企業準入不需滿足本條第二、三、五款，但須取得電力調度機構并網調度意見，并按要求履行發電企業相關義務，方可進入云南電力市場交易。

第八條 符合準入范圍和條件的發電企業在調試期滿、轉入商業運行后均應到交易中心注冊。逾期 30 天未注冊的，

交易中心將其行為記入市場主體負面行為清單。

第九條 申請。符合準入范圍和條件的發電企業在電力交易系統內向交易中心提出申請，提交相關注冊材料，并按流程填報電廠和機組相關基礎信息。

第十條 核驗。交易中心應于收到注冊申請 7 個工作日內對資料進行核驗，并將審核結果反饋至申請方。

條 第十一條 發電企業注冊申請通過后按規定程序納入市場主體目錄。交易中心將發電企業目錄在電力交易系統中進行公開并動態維護，按規定將發電企業的注冊情況上報省級電力主管部門和電力監管部門備案。

第二節 電力用戶準入

第十二條 依據國家及省級政府主管部門政策文件要求，電力用戶準入條件為：

(一)參與電力市場的電力用戶應當具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體。

內部核算的電力用戶經法人單位授權，也可提出注冊申請。

(二)符合國家和云南省產業政策及節能環保要求，落后產能、違規建設和環保不達標、違法排污項目不得參與。

(三)符合電網接入規范，滿足電網安全技術要求的用電實體。

(四)符合省級電力主管部門確定的有序放開用電計劃范圍。

(五)擁有自備電廠的用戶應按規定承擔國家政府性基金及附加、政策性交叉補貼和系統備用費等相關費用。

第十三條 一般工商業用戶申請進入市場的，還應具備以下條件：

(一)非臨時用電客戶。

(二)按月抄表結算。

第十四條 重要公用事業、公益性服務行業電力用戶，包括黨政機關、學校、醫院、公共交通、金融、通信、郵政、鐵路、機場、市政照明、供水、供氣、供熱等涉及社會生活基本需求，或提供公共產品和服務的部門和單位，由省級電力主管部門在有序放開發用電計劃等相關政策中明確。

第十五條 自愿參與市場交易的用戶全部電量進入市場，用電價格通過市場機制形成，取消目錄電價，不得隨意退出市場。隨省級電力主管部門有序放開用電計劃逐步放開，納入電力市場目錄的用戶除優先用電計劃外的用電量隨之納入市場化電量。

第十六條 申請。符合準入范圍和條件、自愿參與市場交易的電力用戶在電力交易系統內提出申請，提交相關注冊材料，并按流程填報基礎信息。

第十七條 初核。供電企業、配售電企業確認和核驗用戶用電相關信息(包括用電戶號、用電戶名、計量點號、結算戶名、行業分類、電壓等級、用電性質和類別、計量條件、抄表周期、電價類別等信息)。初核工作原則上應于 7 個工作日內完成，初核單位拒絕其準入申請的，需明確提出不滿足的準入條件。

第十八條 復核。交易中心應于 7 個工作日內對資料進行核驗，并將核驗結果反饋至申請方。

第十九條 電力用戶注冊申請通過后按規定程序納入市場主體目錄，自次月 1 日起其用電價格通過市場機制形成。

交易中心將電力用戶目錄在電力交易系統中進行長期公開并動態維護，按規定將電力用戶的注冊情況并上報省級電力主管部門和電力監管部門備案。

第三節 售電公司準入

條 第二十條 依據國家及省級政府主管部門政策文件要求，售電公司的準入條件為：

(一)依照《中華人民共和國公司法》在云南省內登記注冊的企業法人。

(二)資產總額不得低于 2 千萬元人民幣。資產總額在2 千萬至 1 億元人民幣的，可以從事年售電量 6 至 30 億千瓦時的售電業務，資產總額在 1 億元至 2 億元人民幣的，可以從事年售電量 30 至 60 億千瓦時的售電業務;資產總額在 2億元人民幣以上的，不限制其售電量。資產證明材料需提供具備資質的會計師事務所出具的審計報告、驗資報告等能夠

證明企業資產的文件，或開戶銀行出具的實收資本證明，文件落款時間不得超過一個月。

(三)擁有 10 名及以上專業人員，掌握電力系統基本技術、經濟專業知識，具備電能管理、節能管理、需求側管理等能力，有三年及以上工作經驗。企業正式員工中電力方面專業人員比例不低于 30%。至少擁有一名高級職稱和三名中級職稱的專業管理人員，擁有電力方面中高級職稱的專業管理人員至少兩名。(四)應具有與售電規模相適應的固定經營場及電力市場技術支持系統需要的信息系統和客戶服務平臺，能夠滿足參加市場交易的報價、信息報送、合同簽訂、客戶服務等功能。

(五)無不良信用記錄，并按照規定要求做出信用承諾，確保誠實守信經營。

(六)需提供企業資質和主要業績說明，尤其是售電行業相關的能夠體現公司實力的主要資質和業績，包括電力市場、電力工程設計和施工、電能管理、節能管理、需求側管理(本項作為參考，不作為企業準入條件要求)。

第二十一條擁有配電網運營權的售電公司除滿足上述準入條件外，還須具備以下條件：

(一)擁有配電網運營權的售電公司的注冊資本不低于其總資產的 20%。

(二)按照有關規定取得電力業務許可證(供電類)。

(三)增加與從事配電業務相適應的專業技術人員、營銷人員、財務人員等，不少于 20 人，其中至少擁有兩名電力方面高級職稱和五名電力方面中級職稱的專業管理人員。

(四)生產運行負責人、技術負責人、安全負責人應具有五年以上與配電業務相適應的經歷，具有電力方面中級及以上專業技術任職資格或者崗位培訓合格證書。

(五)具有健全有效的安全生產組織和制度，按照相關法律規定開展安全培訓工作，配備安全監督人員。

(六)具有與承擔配電業務相適應的機具設備和維修人員。對外委托有資質的承裝(修、試)隊伍的，要承擔監管責任。

(七)具有與配電業務相匹配并符合調度標準要求的場地設備和人員。

(八)承諾履行電力社會普遍服務、保底供電服務義務。

第二十二條 “一注冊”。由交易中心負責售電公司注冊

服務。符合準入條件的售電公司向交易中心提交注冊資料辦理注冊。

第二十三條 交易中心應于 7 個工作日內對資料進行審核，并將審核結果反饋至申請方。

第二十四條 “一承諾”。售電公司辦理注冊時，應按固定格式簽署信用承諾書，并向電力交易機構提交以下資料，

包括但不限于：注冊申請表、入市協議及信用承諾書、企業營業執照、法定代表人身份證明、企業基本情況、資產證明、

信用證明、從業人員相關資料(名單、身份證、職稱證書、任職證明、勞動證明)、經營場所證明、設備信息、企業對

授權代理人的授權許可資料及其身份證明等。擁有配電網運營權的售電公司還需提供：電力業務許可證(供電類)。

第二十五條 “一公示”。通過電力交易中心對外網站等網站，每月末將售電公司滿足準入條件的信息、材料和信用承諾書向社會公示，公示期為 1 個月。

第二十六條 公示期滿無異議的售電公司，注冊手續自動生效。交易中心將公示期滿無異議的售電公司納入自主交易市場主體目錄，實行動態管理并通過電力交易中心對外網站向社會公布。

第二十七條 “三備案”。電力交易機構按月匯總售電公司注冊情況向省級電力主管部門和電力監管部門和政府引入的第三方征信機構備案，并通過“信用云南”網站、電力交易中心對外網站向社會公布。

第三章 準入管理

第二十八條 申請進入市場主體為非產權方的，由產權方、經營方提交注冊申請，在申請資料中增加產權方同意經營方參與電力市場的相關資料。產權方和經營方均需在電力交易系統中維護企業相關基礎資料。

第二十九條 異議及疑義處理。

(一)公示期間存異議的售電公司，注冊暫不生效，暫不納入自主交易市場主體目錄。售電公司應主動整改、消除異議，重新提交補充材料申請再次公示;經兩次公示仍存在異議的，暫不納入目錄，交易中心提請省級電力主管部門核實處理。

(二)市場主體納入目錄后，其他市場主體對其準入存在異議的，應以書面形式向交易中心提出，存疑方應主動消除異議，并向交易中心提供相應證明材料。確不符合準入條件的，交易中心暫停其交易資格，待該市場主體妥善處理好相關事宜后移出市場主體目錄，市場主體自行承擔由此導致的相關后果和影響。情形復雜、難以初步確定的，由交易機構將申請、議等具體情況上報省級電力主管部門和電力監管部門提請指導。必要時，交易中心可自行或提請省級電力主管部門和電力監管部門聯合組成專門小組進行實地調查，確認申請方是否具備市場主體資格。

(三)在市場主體準入和后續參與電力市場過程中，交易中心對市場主體準入條件及參與市場其他情況有疑義的，可以問詢函形式向市場主體書面確認。市場主體應在問詢函發出 3 個工作日內回復說明相關情況。逾期未回復的，將其納入市場主體信用管理和記入市場負面行為清單。

第三十條 交易中心可以根據政策要求、準入核查和業務開展需要，對市場主體準入條件和參與市場情況實施動態管理，要求市場主體補充相關的文件、資料，并及時向省級電力主管部門和電力監管部門報告和備案，包括但不限于：

(一)持續符合國家和省內準入條件和信用承諾的情況。

(二)公司法定代表人、授權代理人等相關人員的身份信息。

(三)售電公司注冊資產、人員(包括基本信息、勞動合同關系、職稱信息等)、業務場所、零售服務開展等相關情況。

(四)電網并網協議、并網調度協議、購售電合同等基礎資料以及業務開展及合同履約情況。

(五)其他與電力市場相關的資料。

第三十一條 注冊后的市場主體連續 12 個月無市場行為，交易中心在電力交易系統中向市場公布相關主體名單。

第三十二條 為提升系統使用安全性和提高交易組織效率，市場主體納入目錄后應做好交易前相關準備工作。參與批發市場的應辦理數字安全證書和電子簽章、交易服務費賬戶、完善發票開票信息、履行信用保證等手續。參與零售市場的應確立零售服務關系。

第四章 交易資格管理

第三十三條 市場主體注冊成功納入目錄后，自動賦予相應交易資格。

第三十四條 因市場主體內外部因素及條件發生變化，交易中心動態對各市場主體的交易資格和交易品種權限實施管理。當市場主體未滿足準入條件、違反交易規則、未按時交納相關費用等要求時，交易中心暫停其交易資格，待條件滿足后恢復交易資格。因暫停交易資格導致相關后果及影響市場主體自行承擔。

第五章 注冊信息變更

第三十五條 市場主體統一社會信用代碼、營銷編號、企業產權人等重大注冊信息發生變化的，需重新補充注冊資料。

第三十六條 售電公司在業務范圍、公司股東、股權結構、配電網資質等有重要注冊信息發生變化的，屬于重大注冊信息變更，應再次履行承諾、公示程序。

第三十七條 市場主體開展業務的法定代表人和授權代理人等重大信息發生變化的，應在 5 個工作日內向交易中心申請變更。

第三十八條 經營方發生變化的，新經營主體需在 5 個工作日內在電力交易系統中完善基礎資料。產權方有義務督促新經營主體及時履行變更程序，并補充提供同意其參與電力市場的相關資料。

第三十九條 如因市場主體注冊填報信息不一致影響交易秩序，自行承擔相關后果及影響，同時交易中心將其行為納入市場主體信用管理和記入市場負面行為清單，情節嚴重的，提請納入涉電力領域失信聯合懲戒對象名單(以下簡稱“黑名單”或涉電力領域誠信狀況重點關注名單(以下簡稱“重點關注名單”)。

條 第四十條 市場主體注冊時的相關信息發生變化時，影響市場交易相關業務的應即時向交易中心申請變更，其他信息變化應在 5 個工作日內提出，未及時申請變更的，納入市場主體信用管理。重大注冊信息發生變化但未在 5 個工作日及時變更的，納入市場主體信用管理和記入市場負面行為清單，根據嚴重程度和影響程度，由交易機構上報省級電力主管部門和電力監管部門，提請納入“重點關注名單”。情節嚴重的，提請納入“黑名單”。

第六章 市場退出

第一節 市場主體自愿退出

第四十一條 依據國家及省級政府主管部門政策文件要求，市場主體一經注冊，3 年內不得隨意退出市場。確需退出的，需提前 30 個工作日在交易平臺中向交易中心提交自愿退市申請。

第四十二條 市場主體申請退出之前應將所有已簽訂的購售電合同、已達成交易的電量等相關合約和交易履行完畢或轉讓，處理好后續事宜。

第四十三條 交易中心收到市場主體退市申請之日起，核實其應履行的市場義務、交易費用繳納、合同履行、結算執行等情況后，交易中心為滿足注銷條件的市場主體辦理注銷手續，通過電力交易系統等向社會公開，進行動態公開和維護。

第四十四條 其中，交易中心收到售電公司自愿退出申請后，交易中心通過交易中心網站向社會公示，公示期 10個工作日，公示期滿無異議的，自動退出市場并注銷注冊。

交易中心匯總自愿退市且公示期滿無異議的售電公司，向省電力主管部門、電力監管部門和政府引入的第三方征信機構備案，并通過“信用云南”和交易平臺網站向社會公布。擁有配電網運營權的售電公司申請自愿退出時，應妥善處理配電資產。若無其他公司承擔該地區配電業務，由電網企業接收并提供保底供電服務。

第四十五條 市場主體自愿退出市場的，原則上 3 年內不得參與電力市場交易。電力用戶再次參與市場交易前，由電網企業承擔保底供電責任，電網企業與電力用戶的保底價格在電力用戶繳納輸配電價的基礎上，電度電價以居民生活“一戶一表”統一電價(不含政府性基金及附加)為基準的1.2 倍執行，政府性基金及附加按照相應用電類別標準征收。

若保底供應價格與目錄電價之間存在正價差，納入到系統平衡調節資金范圍。若價格主管部門出臺相關政策隨當期價格政策執行。

第二節 市場主體自然退出

第四十六條 電力用戶在當地供電部門已申請辦理了銷戶業務，交易中心通過信息系統同步獲取供電企業用電變更信息后，該戶號視為自然退出電力市場，交易中心為其辦理自然退出。

第三節 市場主體強制退出

第四十七條 市場主體有下列情形之一的，應強制退出市場，并撤銷注冊：

(一)隱瞞有關情況或者以提供虛假申請材料等方式違法違規進入市場，且拒不整改的;

(二)嚴重違反市場交易規則，不服從電力調度指令，且拒不整改的;

(三)依法被撤銷、解散，依法宣告破產、歇業的;

(四)企業違反信用承諾且拒不整改或信用評價降低為不適合繼續參與市場交易的;

(五)被政府有關部門和社會組織依法依規對其他領域失信行為做出處理，并被納入“黑名單”的;

(六)省級電力主管部門、電力監管部門及交易中心認定的其他情況。

第四十八條 交易中心獲取市場主體強制退出情形后，

應及時向省級電力主管部門和電力監管部門報告，提請省級電力主管部門和電力監管部門對其強制退出。

第四十九條 省級電力主管部門、電力監管部門確定市場主體符合強制退出條件后，通過政府網站、“信用云南”網站和交易中心對外網站向社會公示，公示期 10 個工作日。

公示期滿無異議的，方可對該市場主體強制退出。

條 第五十條 發電企業、電力用戶被強制退市的，必須按妥善處理好相關事宜。售電公司被強制退出的，其所有已簽訂但尚未履行的購售電合同由省級電力主管部門征求合同購售電各方意愿，通過電力交易中心轉讓給其他售電公司或交由電網企業保底供電，并處理好其他相關事宜。

第五十一條 被強制退出市場的市場主體 3 年內不得再進入市場，其法人、單位和機構情況上報省級電力主管部門和電力監管部門提請記入社會信用體系。電力用戶由屬地電網企業或其它擁有配網運營權的售電企業履行保底供電義務，電網企業與電力用戶的保底價格在電力用戶繳納輸配電價的基礎上，電度電價以居民生活“一戶一表”統一電價(不含政府性基金及附加)為基準的 1.5 倍執行，政府性基金及附加按照相應用電類別標準征收。若保底供應價格與目錄電價之間存在正價差，納入到系統平衡調節資金范圍。若價格主管部門出臺相關政策隨當期價格政策執行。

第七章 附則

第五十二條 國家和省級電力主管部門和電力監管部門對市場主體準入和退出管理制定和提出新要求時，按照相關規定執行。