北極星售電網獲悉，國家能源局云南監管辦、云南省發改委、云南省工信委、云南省能源局日前聯合下發了《云南電力市場中長期交易實施細則》，在通知中，明確指出電力用戶準入條件是10千伏及以上電壓等級電力用戶，鼓勵優先購電的企業和電力用戶自愿進入市場。其次，云南對于獨立輔助服務提供者鼓勵電儲能設備、需求側(如可中斷負荷)等嘗試參與。市場主體進入市場后又自愿退出市場的或被強制退出的， 3年內不得參與電力市場交易。

北極星售電網注意到，此次印發的細則照比之前在2017年3月13日下發的云南電力市場中長期交易實施細則(征求意見稿)間隔了十個月的時間。細則中規定，交易品種包括電力直接交易(含跨境電量交易，下同)、跨省跨區電量交易、合約電量轉讓交易，以及輔助服務(交易)機制等。具備條件時可開展分時(如峰谷平)電量交易，鼓勵雙邊協商交易約定電力交易(調度)曲線。

合約電量偏差首先由市場主體通過事后合約轉讓交易解決，事后合約轉讓交易后還有少發電量的，按月度上、下調服務和偏差電量結算機制處理。3%以內的部分免除偏差電費。

本實施細則自公布之日起實施，有效期至2019年12月31日。

云南電力市場中長期交易實施細則

第一章 總則

第一條 為規范云南電力市場中長期交易，實現電力交易的公開、公平、公正，促進云南電力市場的穩定、開放、競爭、協調發展，根據《國家發展改革委國家能源局關于印發〈電力中長期交易基本規則(暫行)〉的通知》(發改能源〔2016〕2784號)(以下簡稱“基本規則”)，《云南省進一步深化電力體制改革試點方案》(云發〔2016〕10號)以及有關法律、法規，結合云南電力系統的實際情況制訂本實施細則。

第二條 本實施細則適用于云南省內的電力直接交易(含跨境電力交易)、跨省跨區交易、合約電量轉讓交易等。

第三條 本實施細則所稱電力中長期交易，主要是指符合準入條件的發電企業、售電企業、電力用戶、獨立輔助服務提供者和電網企業(在政府授權的情況下)等市場主體，通過自主協商、集中競價等市場化方式，開展的以年、月等日以上周期的電力交易。現階段，昆明電力交易中心有限責任公司(以下簡稱昆明電力交易中心)組織開展的日交易是對云南電力中長期交易的補充，納入中長期交易管理。

省內優先發電計劃電量和云南省政府與其他省(區、市)政府簽訂的協議電量(以下稱框架協議內跨省跨區電量)為優先發電量，現階段視為廠網雙邊交易電量，簽訂廠網間購售電合同，納入電力中長期交易范疇，其全部電量交易、執行和結算均需符合本實施細則相關規定。輔助服務補償(交易)機制納入電力中長期交易范疇，執行本實施細則相關規定。

第四條 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。

第五條 國家能源局云南監管辦公室和省級電力管理部門根據職能依法履行云南省電力中長期交易監管職責。

第二章 市場成員

第六條 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;電力調度機構包括云南省內各級電力調度機構;發電企業、售電企業、電力用戶、獨立輔助服務提供者稱為市場主體。條件成熟的境外發電企業、售電企業、電力用戶可參照本實施細則參與交易。

各市場主體通過交易平臺參與市場交易應符合云南電力市場交易相關規定，并對交易申報數據準確性、交易成交及結算結果負責。

第七條 發電企業的權利和義務：

(一)按本實施細則參與電力市場交易，執行優先發電等合同，簽訂和履行市場化交易形成的購售電合同;

(二)獲得公平的輸電服務和電網接入服務;

(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。

第八條 售電企業、電力用戶的權利和義務：

(一)按本實施細則參與電力市場交易，簽訂和履行購售電合同、輸配電服務合同，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;

(二)獲得公平的輸配電服務和電網接入服務，按規定支付購電費、輸配電費、政府性基金與附加等;

(三)按規定披露和提供信息，獲得市場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)遵守政府各級電力管理部門有關電力需求側管理規定，執行有序用電管理;

(六)擁有配電網的售電企業還需參照電網企業要求執行;

(七)法律法規規定的其他權利和義務。

第九條 獨立輔助服務提供者的權利和義務：

(一)按規則參與輔助服務交易，簽訂和履行輔助服務合同;

(二)獲得公平的輸電服務和電網接入服務;

(三)服從電力調度機構的統一調度，按調度指令和合同約定提供輔助服務;

(四)按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輔助服務等相關信息;

(五)法律法規規定的其他權利和義務。

第十條 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與附加等;

(六)云南電網有限責任公司預測并確定優先購電用戶的電量需求，按照省級電力管理部門確定的優先發電計劃(含框架協議內的跨省跨區電量)與省內發電企業(電網企業保留的調峰調頻電廠除外)簽訂并執行購售電等合同;

(七)按政府定價向優先購電用戶以及其他不參與市場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中長期交易;

(十)法律法規規定的其他權利和義務;

第十一條 昆明電力交易中心的權利和義務：

(一)組織各類交易，負責交易平臺建設與運維;

(二)擬訂相應電力交易實施辦法(按照實施細則組織開展市場交易的具體辦法);

(三)編制交易計劃;

(四)負責市場主體的注冊管理;

(五)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;

(六)監視和分析市場運行情況;

(七)建設、運營和維護電力市場交易技術支持系統;

(八)配合國家能源局云南監管辦公室和省級電力管理部門對本實施細則進行分析評估，提出修改建議;

(九)按規定披露和發布信息;

(十)建立市場主體信用評價體系;

(十一)法律法規規定的其他權利和義務。

第十二條 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)向昆明電力交易中心提供安全約束條件和基礎數據，配合昆明電力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(因調度機構自身原因造成實際執行與交易結果偏差時，由電力調度機構所在電網企業承擔相應的經濟責任);

(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 市場準入與退出

第十三條 參加市場交易的電力用戶、售電企業、發電企業、經政府授權的電網企業以及獨立輔助服務提供者，應當是具有法人資格、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)、電力用戶經法人單位授權，可參與相應電力交易。

第十四條 電力直接交易的市場準入條件：

(一)發電企業準入條件

1. 依法取得核準和備案文件，取得電力業務許可證(發電類);

2. 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;

3. 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;

4. 與云南電網并網運行的境外發電企業準入不需滿足上述3條，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。

(二)電力用戶準入條件

1. 10千伏及以上電壓等級電力用戶，鼓勵優先購電的企業和電力用戶自愿進入市場;

2. 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;

3. 擁有自備電廠的用戶應當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;

4. 符合電網接入規范，滿足電網安全技術要求。

(三)售電企業的準入條件按照《云南省售電側改革實施方案》(云電改辦〔2017〕1號)有關規定執行

第十五條 獨立輔助服務提供者的準入條件：

(一)具有輔助服務能力的獨立輔助服務提供者，經電力調度機構進行技術測試通過后，方可參與;

(二)鼓勵電儲能設備、需求側(如可中斷負荷)等嘗試參與。

第十六條 市場主體的準入與退出管理細則由昆明電力交易中心另行編制，省級電力管理部門負責審定發布。發電企業、電力用戶等市場主體參與電力市場交易，參照《售電公司準入與退出管理辦法》(發改經體〔2016〕2120號)和《云南省售電側改革實施方案》有關規定履行注冊、承諾、公示、備案等相關手續。

自愿參與市場交易的電力用戶原則上全部電量進入市場，其電價通過市場機制形成，不得隨意退出市場，取消目錄電價;符合準入條件但未選擇參與直接交易的電力用戶，可向售電企業(包括保底供電企業)購電;不符合準入條件的電力用戶由所在地供電企業按政府定價提供保底供電服務。

參與跨省跨區直接交易的市場主體可以在任何交易機構注冊，注冊后可以自由選擇平臺開展交易。允許省外電力市場主體到昆明電力交易中心參與電力交易，執行本實施細則;各電力交易機構對注冊信息共享，無需重復注冊。昆明電力交易中心根據市場主體注冊情況和參與交易的省外市場主體情況，按月匯總形成自主交易市場主體目錄，向國家能源局云南監管辦公室、省級政府有關部門和政府引入的第三方征信機構備案，并通過“信用云南”網站和昆明電力交易中心網站向社會公布。

第十七條 市場主體變更注冊或者撤銷注冊，應當按照本實施細則的規定，向昆明電力交易中心提出變更或撤銷注冊申請;經公示后，方可變更或者撤銷注冊。對已完成注冊的市場主體不能繼續滿足市場準入條件時，經省工業和信息化委、省發展改革委、國家能源局云南監管辦公室核實予以撤銷注冊。被撤銷注冊的市場主體，昆明電力交易中心對其有關注冊信息和交易數據予以備份，至少保留3年。市場主體可向昆明電力交易中心提出數據查詢申請，經審核通過后獲得相關數據。

第十八條 市場主體進入市場后又自愿退出市場的或被強制退出的，由省政府或者省政府指定的部門向社會公示，原則上3年內不得參與電力市場交易。退出市場的電力用戶由保底供電企業負責供電。

第十九條 市場主體被強制退出或者自愿退出市場的，按合同約定和本實施細則承擔相應違約責任，電力調度機構不再繼續執行涉及的合同電量。

第四章 交易品種、周期和方式

第二十條 交易品種包括電力直接交易(含跨境電量交易，下同)、跨省跨區電量交易、合約電量轉讓交易，以及輔助服務(交易)機制等。

具備條件時可開展分時(如峰谷平)電量交易，鼓勵雙邊協商交易約定電力交易(調度)曲線。

跨省跨區電量交易按以下方式執行：政府間框架協議內電量按照優先發電合同執行;框架協議外跨省跨區送電以雙邊協商、集中競價、掛牌等方式組織交易。

合約電量轉讓交易主要包括參與交易的市場主體的優先發電合同電量、直接交易電量、跨省跨區交易電量等合約電量的轉讓交易。

發電企業之間以及電力用戶(售電公司)之間可以簽訂電量互保協議，一方因特殊原因無法履行雙邊合同電量時，經電力調度機構安全校核通過后，由另一方代發(代用)部分或全部電量，在事后補充轉讓交易合同，并報昆明電力交易中心。

第二十一條 電力中長期交易主要按照年度、月度和日開展。有特殊需求時，也可以按照其他周期開展交易，必要時還可開展臨時交易。

第二十二條 電力中長期交易可采取雙邊協商、集中競價、掛牌等方式進行。

(一)雙邊協商交易指市場主體之間自主協商交易電量(電力)、電價，形成雙邊協商交易初步意向后，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。

(二)集中競價交易指市場主體通過電力交易平臺申報電量、電價，電力交易機構考慮安全約束進行市場出清，經電力調度機構安全校核后，確定最終的成交對象、成交電量(輔助服務)與成交價格等;鼓勵按峰、平、谷段電量(或按標準負荷曲線)進行集中競價。

(三)掛牌交易指市場主體通過電力交易平臺，將需求電量或可供電量的數量和價格等信息對外發布要約，由符合資格要求的另一方提出接受該要約的申請，經安全校核和相關方確認后形成交易結果。

第二十三條 具有直接交易資格并經省級電力管理部門認定的發電企業、電力用戶和售電公司可以參與框架協議外跨省跨區電量交易，發電企業和電力用戶也可以委托售電企業代理參與框架協議外跨省跨區電量交易，由市場主體自主決定。

電網企業、發電企業、售電企業可以代理小水電企業、風電企業等參與框架協議外跨省跨區電量交易，由市場主體自主決定。

保留在電網企業內部且沒有核定上網電價的發電企業不參與跨省跨區交易。

第二十四條 為優先吸納清潔能源，市場化交易組織中，原則上應由清潔能源電廠優先成交。

第二十五條 擁有優先發電合同電量、直接交易電量、跨省跨區交易電量等的發電企業，擁有直接交易電量、跨省跨區交易電量的電力用戶和售電企業可以參與合約轉讓交易。直接交易電量、跨省跨區交易電量轉讓交易的受讓方應符合市場準入條件。

享有優先發電政策的熱電聯產機組“以熱定電”電量、余熱余壓余氣優先發電電量、火電機組保障電網安全優先發電電量不得轉讓。

第五章 價格機制

第二十六條 電力中長期交易的成交價格由市場主體通過自主協商等市場化方式形成，第三方不得干預;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。

第二十七條 電力中長期交易中輸配電價、基金及附加、交叉補貼等按國家和省的有關規定執行。

跨省跨區輸電價格按照價格主管部門相關政策文件執行。

第二十八條 雙邊交易價格按照雙方合同約定執行;集中競價交易根據雙方申報價格確定;掛牌交易價格以掛牌價格結算。

集中競價采用價差定價的方式撮合成交;

價差=購電申報價(上網側)-售電申報價

售電成交價=售電申報價+價差×

購電成交價=購電申報價-價差×

其中， 、 為價差分配比例，0≤ ≤1，0≤ ≤1， + ≤1。 、 具體在《云南省電力市場化交易年度實施方案》(以下簡稱《年度實施方案》)中明確，購電成交價和售電成交價之間的剩余價差收益納入結算平衡機制。

按價差從大到小的順序確定成交對象、成交電量、成交價格，價差為負不能成交。價差相同時，按以下原則成交：

一個售電主體(售電主體指符合準入條件的電廠，下同)與多個購電主體(購電主體指符合準入條件的電力用戶和售電公司，下同)價差相同，當售電主體申報電量大于(或等于)購電主體申報電量之和時，按購電主體申報電量成交;當售電主體申報電量小于購電主體申報電量之和時，購電主體按照申報電量比例分配售電主體申報電量。

一個購電主體與多個售電主體價差相同，當購電主體申報電量大于(或等于)售電主體申報電量之和時，按售電主體申報電量成交;當購電主體申報電量小于售電主體申報電量之和時，售電主體按照申報電量比例分配購電主體申報電量。

多個購電主體與多個售電主體價差相同，當售電主體申報電量之和大于(或等于)購電主體申報電量之和時，售電主體按申報電量比例分配購電主體申報電量;當購電主體申報電量之和大于售電主體申報電量之和時，購電主體按申報電量比例分配售電主體申報電量。

第二十九條 框架協議內跨省跨區送電電量、送出價格由送受兩省(區、市)政府協商確定。框架協議外跨省跨區送出價格通過雙邊協商、集中競價、掛牌等方式形成。跨省跨區電量交易的送出價格和相應的輸電價格(費用)、輸電損耗構成受電落地價格。輸電損耗在輸電價格中已明確包含的，不再單獨或者另外收取;跨省跨區電量交易輸電費用及網損按照實際計量的物理量結算。

第三十條 合約轉讓交易價格為合約電量的出讓或買入價格，不影響出讓方原有合約的價格和結算。省內合同電量轉讓、回購，以及跨省跨區合同電量回購不收取輸電費和網損。跨省跨區合同電量轉讓應當按潮流實際情況考慮輸電費和網損。

第三十一條 雙邊協商交易原則上不進行限價。集中競價交易和掛牌交易(增量掛牌交易除外)中，為避免市場操縱及惡性競爭，根據市場實際供求關系設定申報價格上下限，具體限價數值根據市場供求情況在《年度實施方案》中進行明確;增量掛牌交易不設限價。

第六章 交易組織

第一節 交易時序安排

第三十二條 每年年底組織開展年度交易，遵循以下順序：

(一)預測省內優先購電量。省內優先購電量包括省內優先購電用戶用電量和符合市場準入條件但未進入市場參與交易的用戶用電量。

(二)確定框架協議內跨省跨區電量。為落實國家能源戰略，確保清潔能源送出，政府間簽訂的框架協議內跨省跨區送電量安排優先發電計劃。

(三)確定電廠優先發電計劃。根據省內優先購電量和框架協議內跨省跨區電量規模，省級電力管理部門結合電網安全、供需形勢、電源結構等，科學安排電廠優先發電計劃，保障清潔能源優先上網發電。

(四)開展年度雙邊交易，包括省內年度雙邊交易和跨省跨區年度雙邊交易。

(五)昆明電力交易中心在年度雙邊交易結束后，應根據經安全校核后的交易結果，于12月底前將優先發電計劃、年度雙邊交易的結果進行匯總，發布年度匯總后的交易結果和分項交易結果。電力調度機構應按該交易結果合理安排電網運行方式，保障交易結果的執行。

第三十三條 開展月度交易時遵循以下順序：在年度合同分解到月的基礎上，首先開展月度雙邊交易，其次開展月度集中競價交易(掛牌交易視同集中競價交易，下同)。

第三十四條 在落實國家指令性計劃和政府間協議送電的前提下，年度、月度交易時，優先開展省內交易，保障省內電力電量平衡，富余發電能力再參與跨省跨區交易。在電力供應緊張的情況下，對于已簽訂的合同可予以執行或者協商合同的另一方回購。

第三十五條 日前電量交易在工作日開市，市場買賣雙方進行次日發用電量申報交易(節假日在前一個工作日進行申報交易)。

第三十六條 合約轉讓交易原則上在合約電量執行后以月度為周期開展，根據市場需要也可在交易執行中開展，解決市場主體的合約執行偏差。

第二節年度優先發電合同簽訂

第三十七條 根據確定的省內優先發電計劃電量，在每年年度雙邊交易開始前簽訂廠網間年度優先發電購售電合同。

第三十八條 根據確定的框架協議內跨省跨區優先發電電量(含年度以上優先發電購售電合同電量)，電網企業和相關發電企業在每年年度雙邊交易開始前協商簽訂購售電合同(含補充協議)，約定年度電量規模及分月計劃、送受電曲線、交易價格等，納入送、受電省優先發電計劃，并優先安排輸電通道。

第三十九條 電網企業和有關發電企業應于每年12月25日前簽訂上述優先發電購售電合同，并報送昆明電力交易中心。

第三節 年度雙邊交易

第四十條 每年12月初，昆明電力交易中心應通過交易平臺發布次年度雙邊交易相關市場信息，包括但不限于：

(一)次年關鍵輸電通道可用輸送能力情況;

(二)次年可直接交易電量需求預測;

(三)次年跨省跨區可交易電量需求預測;

(四)次年各電廠可發電量上限。

第四十一條 年度雙邊交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易。

第四十二條 市場主體經過雙邊協商分別形成年度雙邊省內直接交易、年度雙邊跨省跨區交易意向協議，并在年度雙邊交易閉市前，通過交易平臺向昆明電力交易中心提交意向協議。年度雙邊交易的意向協議應當提供月度分解電量和價格。為減少市場主體年度雙邊因預測偏差、政策調整等原因導致不能完成的合約電量，提高購售電雙方年度雙邊合同履約率，發電企業之間以及電力用戶之間可以簽訂電量互保協議。

第四十三條 昆明電力交易中心在年度雙邊交易閉市后第1個工作日將所有雙邊交易意向提交相關電力調度機構進行安全校核，電力調度機構應當在5個工作日之內將校核結果返回昆明電力交易中心。

第四十四條 昆明電力交易中心在電力調度機構返回安全校核結果后，于下1個工作日發布年度雙邊交易初始成交結果。

市場主體對初始成交結果有異議的，應當在結果發布1個工作日內向昆明電力交易中心提出，由昆明電力交易中心會同電力調度機構在1個工作日內給予解釋。逾期不提出的視為無意見。

初始成交結果確認后，由交易平臺自動生成年度雙邊直接交易、年度雙邊跨省跨區交易成交信息，相關市場主體應當在成交信息發布后10個工作日內，簽訂書面合同報送昆明電力交易中心，具備簽訂電子合同條件時，應簽訂電子合同，不再簽訂書面合同。交易雙方簽訂年度交易雙邊合同時，不得自行更改經調度機構安全校核后形成的初始成交結果。

第四十五條 電力調度機構在月度集中競價交易開始前，根據電網實際運行情況，對電廠年度雙邊合同的次月電量進行安全復核，并以月度安全復核后的電量作為最終成交結果。

第四節 月度雙邊交易

第四十六條 每月中上旬，昆明電力交易中心通過交易平臺發布次月雙邊交易相關市場信息，包括但不限于：

(一)次月關鍵輸電通道可用輸送能力情況;

(二)次月可直接交易電量需求預測;

(三)次月跨省跨區可交易電量需求預測;

(四)次月各電廠可發電量上限。

第四十七條 月度雙邊交易自開市至閉市原則上不超過5個工作日。月度雙邊交易主要開展省內直接交易、跨省跨區交易。

第四十八條 市場主體經過雙邊協商分別形成月度雙邊省內直接交易、月度雙邊跨省跨區交易的意向協議，并且在月度雙邊交易市場閉市前，通過交易平臺向昆明電力交易中心提交意向協議(包含互保協議)。

第四十九條 昆明電力交易中心在閉市后1個工作日將所有雙邊交易意向提交相關電力調度機構進行安全校核，電力調度機構應在2個工作日之內將校核結果返回昆明電力交易中心。

第五十條 昆明電力交易中心在電力調度機構返回安全校核結果后，于下1個工作日發布月度雙邊交易結果。

市場主體對交易結果有異議的，應在結果發布1個工作日內向昆明電力交易中心提出，由昆明電力交易中心會同電力調度機構在1個工作日內給予解釋。逾期不提出的視為無意見。

第五節 月度集中競價交易

第五十一條 每月中下旬，昆明電力交易中心通過交易平臺發布次月集中競價相關市場信息，包括但不限于：

(一)次月關鍵輸電通道可用輸送能力情況;

(二)次月集中競價可直接交易電量需求預測;

(三)次月集中競價跨省跨區可交易電量需求預測;

(四)次月各電廠剩余可發電量上限。

第五十二條 月度集中競價交易主要開展省內直接交易和跨省跨區交易。每類集中競價交易自開市至閉市原則上不超過2個工作日。

第五十三條 月度集中競價交易開始后，發電企業、售電企業和電力用戶通過交易平臺申報電量、電價。交易平臺對申報數據進行確認，并以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報。市場主體對所申報的數據負責。

第五十四條 報價結束后，交易平臺考慮安全約束自動生成初始交易結果，由昆明電力交易中心在當日提交電力調度機構。電力調度機構應在2個工作日內完成安全校核，返回昆明電力交易中心形成最終交易結果。昆明電力交易中心在收到安全校核結果的下1個工作日，通過交易平臺向市場主體發布最終交易結果和安全校核說明。

第五十五條 昆明電力交易中心在各類月度交易結束后，應當根據經安全校核后的交易結果，對年度分月結果和月度交易結果進行匯總，并于每月月底前發布匯總后的交易結果。

第六節 日前集中競價交易

第五十六條 日前集中競價交易在工作日開市，開展省內電量交易。

第五十七條 滿足日計量要求的市場化用戶自愿向昆明電力交易中心提出日前電量交易資格申請，核實通過方可參與。售電企業只能代理有日前電量交易資格的用戶參與日前電量交易。

第五十八條 開市前，昆明電力交易中心通過交易平臺發布次日各電廠可發電量上限。

日前集中競價交易開始后，發電企業、售電企業和電力用戶通過交易平臺申報次日發用電量、電價(節假日在前一個工作日進行申報交易)。交易平臺對申報數據進行確認，并以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報。電力用戶次日用電需求超出日前電量交易申報基準值的部分，方可參與日前電量交易。用戶日前電量申報基準值=[用戶月度交易總成交電量(含年度合同分月電量)-月度交易累計完成電量]/本月剩余天數。

第五十九條 報價結束后，交易平臺考慮安全約束自動生成初始交易結果，由昆明電力交易中心在當日12時前提交電力調度機構。電力調度機構應在當日17時前完成安全校核，返回昆明電力交易中心形成最終交易結果。昆明電力交易中心在收到安全校核結果后，當日18時前通過交易平臺向市場主體發布最終交易結果和安全校核說明。

第七節 月度合約轉讓交易

第六十條 月度合約轉讓交易暫在發電企業之間、用戶(售電公司)之間以月度為周期開展。根據電力市場放開程度，可逐步擴大參與合約轉讓交易的市場主體范圍，增加交易方式、調整交易周期。

第六十一條 電廠月度上網電量結完月度所有合約電量(含各類交易電量和優先發電電量)后仍有剩余電量則為超發電量。如因上網電量不足，造成月度交易電量未完成，則為少發電量。電廠間的月度合約轉讓交易在有超發和少發電量的市場化電廠間以雙邊協商、掛牌交易等方式組織開展，成交價格由交易雙方協商或掛牌確定，買入合約價格等于賣出合約價格。

第六十二條 每月中上旬，昆明電力交易中心通過交易平臺發布上月交易計劃執行情況及執行偏差責任認定。電廠優先轉讓自身原因少發電量。

第八節 臨時交易與緊急支援交易

第六十三條 云南省清潔能源消納存在臨時性困難，且跨省跨區受電省(區、市)具備消納條件時，或受電省(區、市)需要緊急支援交易時，由昆明電力交易中心協同廣州電力交易中心，按框架協議外跨省跨區交易相關條款組織跨省跨區臨時交易和緊急支援。

根據市場主體需求，必要時可按照雙邊、集中競價等方式開展省內臨時交易。

第七章 安全校核和交易執行

第一節 安全校核

第六十四條 電力調度機構負責各種交易的安全校核工作。直接交易和合同調整必須通過電力調度機構安全校核。涉及跨省跨區的交易，須提交相關電力調度機構共同進行安全校核，各級調度機構均有為電力交易機構提供電力交易(涉及本電力調度機構調度范圍的)安全校核服務的義務。安全校核的主要內容包括但不限于：通道阻塞管理、機組輔助服務限制等內容。

調度機構除安全校核外，還要結合云南客觀實際，按節能發電調度的相關政策做好節能校核。

第六十五條 為保障系統整體的備用和調頻調峰能力，在各類市場交易開始前，電力調度機構可以根據機組可調出力、檢修天數、系統負荷曲線以及電網約束情況，折算得出各機組的電量上限，對參與市場交易的機組發電利用小時數提出限制建議。

第六十六條 電力調度機構在各類市場交易開始前應當按照規定及時提供關鍵通道輸電能力、關鍵設備檢修計劃等電網運行相關信息，由昆明電力交易中心予以公布。

第六十七條 安全校核應在規定的期限內完成。安全校核未通過時，電力調度機構需出具書面解釋，由昆明電力交易中心予以公布。

第六十八條 安全校核未通過時，對于雙邊協商交易，按等比例原則進行削減;對于集中競價交易，按價格優先原則進行削減，價格相同時按發電側節能環保經濟電力調度的優先級進行削減。對于約定電力交易曲線的，最后進行削減。

電廠雙邊交易合同電量不超過裝機等比例原則所分配的電力外送通道平均送電能力。

日前交易校核中，電力調度機構還需綜合考慮系統需求、次日電廠發電能力、電廠月度交易電量等情況進行校核。

第二節 交易計劃執行與認定

第六十九條 電力系統發生緊急情況時，電力調度機構可基于安全優先的原則實施調度，并在事后向國家能源局云南監管辦公室和省級電力管理部門書面報告事件經過。緊急情況導致的經濟損失，有明確責任主體的，由相關責任主體承擔經濟責任。

第七十條 昆明電力交易中心根據經電力調度機構安全校核通過的各年度合同中的月度電量分解安排和各類月度交易成交結果，形成發電企業的月度交易計劃，包括優先發電和各類交易電量。電力調度機構應當合理安排電網運行方式并保障執行。

第七十一條 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，向市場主體說明實際執行與交易計劃產生偏差的原因，并對交易計劃執行結果及偏差責任進行認定。昆明電力交易中心每日跟蹤和公布月度交易計劃執行進度情況，并依據電力調度機構提供的交易執行結果及偏差責任認定出具結算考核依據。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，昆明電力交易中心負責公布相關信息。

第七十二條 電力調度機構基于電力系統實際，在保障電網安全的前提下，根據交易計劃形成調度計劃，合理安排電網運行方式，保證交易計劃的有效執行。

未約定交易曲線的電力直接交易電量以及優先發電合同，由電力調度機構根據系統運行需要安排機組的調度計劃。一般應保證各電廠月度交易計劃完成進度相當，并考慮電網和電廠檢修計劃、電廠來水特性等因素，適當調整部分電廠的前期完成進度。

對于電力直接交易合約約定交易曲線的，其中發電企業部分合約約定了交易曲線的，電力調度機構根據系統運行需要，運行前安排無交易曲線合約的發電曲線，與合約約定曲線疊加形成次日發電計劃;發電企業全部合約約定了交易曲線的，按合約約定曲線形成次日發電計劃。

第八章 合約電量偏差處理

第七十三條 電力調度機構在實際調度過程中考慮保障系統安全、優先吸納清潔能源、減少系統棄水等因素，啟動清潔能源交易機制，可適當調整相關發電企業交易計劃，安排火電廠、有調節能力的水電廠等電廠少發。合約電量偏差首先由市場主體通過事后合約轉讓交易解決，事后合約轉讓交易后還有少發電量的，按月度上、下調服務和偏差電量結算機制處理。

第七十四條 月度上、下調服務。

(一)上調服務

電廠超發電量視為上調服務，上調服務價格可以通過以下兩種價格機制確定：

1.電廠申報上調服務價格的形式

昆明電力交易中心依據月度所有交易中發電側的平均成交價、最低成交價，公布月度上調服務的最高價和最低價。

月度交易結束后，電廠申報次月上調服務價格，申報價格限定在月度上調服務的最高價和最低價之間，電廠上調服務的申報價格作為調度機構安排發電計劃的依據之一。

超發電量計入上調服務，按參與了上調服務申報和未參與上調服務申報兩種類型進行結算。

2.采取統一上調服務價格機制的形式

電廠不再申報上調服務價格，參照市場平均成交價格設置上調服務基準價格，結合電廠超發電量比例進行結算。

(二)下調服務

因系統原因產生并經認定的少發電量計入下調服務，下調服務電量根據結算平衡機制資金盈余情況進行補償。因自身原因產生的少發電量不計入下調服務。

第九章 輔助服務

第七十五條 輔助服務按照國家能源局南方監管局《關于印發〈南方區域并網發電廠輔助服務管理實施細則(修訂稿)〉及〈南方區域發電廠并網運行管理實施細則(修訂稿)〉的通知》(南方監能市場〔2015〕118號)執行(如南方監管局對“兩個細則”進行了修訂，則按照新修訂的文件執行);待條件成熟后，將相關輔助服務類別引入市場競爭。

第七十六條 輔助服務分為基本輔助服務和有償輔助服務。鼓勵儲能設備、需求側參與提供輔助服務，允許第三方參與提供輔助服務。

第七十七條 按照“補償成本、合理收益”的基本原則，按照輔助服務效果確定輔助服務計量公式，對提供有償輔助服務的并網發電廠、電力用戶、獨立輔助服務提供者進行補償。

第七十八條 鼓勵采用競爭方式確定輔助服務提供主體。電力調度機構根據系統運行需要，確定調峰、自動發電控制、備用等服務總需求量，各主體通過競價的方式提供輔助服務。輔助服務提供主體較多的地區，可以通過競價方式統一購買系統所需的無功和黑啟動服務。

第七十九條 電力用戶參與提供輔助服務需滿足各類輔助服務技術要求，并且與發電企業按照統一標準進行補償。電力用戶輔助服務費用隨電力用戶電費一并結算。

第八十條 用電側未實行峰谷電價的地區，根據電力用戶自身負荷曲線和全網用電負荷曲線，計算電力用戶對電網調峰的貢獻度。電力用戶峰谷差率小于全網峰谷差率時調峰貢獻度為正，電力用戶峰谷差率大于全網峰谷差率時調峰貢獻度為負。與貢獻度為正的電力用戶簽訂直接交易合同的電廠，免除相應直接交易電量調峰補償費用的分攤。

電力直接交易雙方發用電曲線一致的，對應電量不分攤調峰輔助服務補償費用;剔除直接交易曲線后的剩余發電曲線，對應電量分攤調峰輔助服務補償費用。

第八十一條 加強需求側管理。在負荷控制系統、用電信息采集系統基礎上，推廣用電用能在線監測和需求側響應，積極培育電能服務，參與市場競爭，逐步形成需求側機動調峰能力，保障輕微缺電情況下的電力供需平衡。

第八十二條 跨省跨區交易涉及的送端地區發電企業納入受端地區輔助服務管理范圍，并根據提供的輔助服務情況獲得或者支付補償費用。

跨省跨區交易曲線調峰能力未達到受端電網基本調峰要求的，按照受端電網基本調峰考核條款執行;達到有償調峰要求的，按照有償調峰補償條款給予補償。

第十章 計量與結算

第一節 計量

第八十三條 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。

第八十四條 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。

第八十五條 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、及時采集發電企業和用電企業計量相關數據。

第八十六條 電網企業應按照電力市場結算要求定期抄錄發電企業(機組)和電力用戶電能計量裝置數據，并提交昆明電力交易中心。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，結算電量由昆明電力交易中心組織相關市場主體協商解決。

第二節 結算

第八十七條 昆明電力交易中心負責向市場主體出具結算依據(包括跨省跨區電量交易)，市場主體根據相關規則進行資金結算。在其他交易機構開展的交易由其向昆明電力交易中心出具結算依據，昆明電力交易中心再向相關市場主體出具結算依據;合約電量轉讓交易由昆明電力交易中心分別向出讓方和受讓方出具結算依據。

第八十八條 電網企業負責確認市場主體交易周期內實際結算電量，按期向昆明電力交易中心提供發電企業和電力用戶交易周期內(月、日)實際結算電量。發電企業以交易周期內的實際上網電量作為計費依據，電力用戶或售電企業以交易周期內的實際用電量作為計費依據。

第八十九條 昆明電力交易中心根據各市場主體的實際結算電量，以及交易成交價格和成交電量，按照“按日核算，月結月清”的原則進行電費結算，并向市場主體出具電費結算依據。

第九十條 電力用戶的電費結算辦法：

(一)優先購電用戶用電量和符合準入條件未在交易機構注冊的用戶用電量按目錄電價和月度實際用電量進行結算。

(二)市場化用戶的電費結算辦法：

以戶號為單位進行電費結算。

市場電力用戶的電費構成包括：電量電費、偏差電量電費、輸配電費、政府性基金與附加等。其中：基本電費、力調電費、輸配電費、政府性基金與附加按國家有關政策執行;電能電費、偏差電量電費按市場方式結算。

1.日前電量交易電量、偏差電量結算

根據日前電量交易統計結算月份每日的實際結算電量和成交價格，按日計算日前電量交易電量電費和偏差電費。

用戶次日實際用電量扣減日前電量交易申報基準值后，若大于日前電量交易成交電量，日前電量交易結算電量即為日前電量交易成交電量，其余用電量計入月度交易用電量。

未完成的日前電量交易成交電量，超過日前電量交易成交電量3%的部分，按0.03元/千瓦時的價格支付偏差電費，3%以內的部分免除偏差電費。

2.日以上交易周期的交易電量、偏差電量結算

日以上交易周期的交易電量是指基于日以上的交易周期，用戶通過雙邊協商、集中撮合、掛牌等交易方式開展電力電量交易、合約轉讓交易形成的按月核算的市場化成交電量。用戶月度用電量扣減日前交易累計結算電量后用于結算日以上交易周期的交易電量。用戶實際完成的日以上交易周期的交易電量按照其交易成交電量的加權平均價格結算。

當用戶有超用電量時，超用電量按月度集中撮合交易中電廠側的最高成交價結算。

當用戶有未完成的成交電量時，少用電量超過成交電量3%的部分按0.03元/千瓦時的價格支付偏差電費，3%以內的部分免除偏差電費。

由于電網發生非停或非計劃檢修導致用戶未完成的交易電量免除考核。

第九十一條 售電公司代理用戶的結算辦法：

售電公司代理用戶的結算辦法與直接參與交易用戶一致。

電力市場化交易的結算電量確定方法與直接參與交易用戶一致，日前交易實際結算電量的結算價格為售電公司代理用戶參與日交易成交電量對應成交價格;日以上交易周期的電力交易，實際結算電量的結算價格為售電公司最終分配給代理用戶月度成交電量的成交價格。

日前及日以上交易周期的偏差電量及其結算價格確定方法與直接參與交易用戶一致，用戶自身承擔少用電量偏差電費的90%，售電公司承擔10%。

第九十二條 市場化電廠的結算辦法：

(一)以電廠為單位進行結算,市場交易的結算電費包括電能電費和偏差電量電費。

(二)日前交易電量結算和偏差電量結算

根據日前電量交易統計結算月份每日的實際結算電量和成交價格，按日計算日前電量交易電量電費和偏差電費。

當電廠次日實際上網電量大于日前電量交易成交電量時，超出的電量計入月度交易發電量，無偏差電量結算費用。

電廠次日實際上網電量若小于日前電量交易成交電量，未完成的日前電量交易成交電量超過日前電量交易成交電量3%的部分按0.03元/千瓦時的價格支付偏差電費，3%以內的部分免除偏差電費。

由于系統需要少發電量(下調服務電量)不支付偏差電費，根據結算平衡機制資金盈余情況，下調服務電量按月度統一補償。

(三)日以上交易周期交易電量結算和偏差電量結算

日以上交易周期的交易電量是指基于日以上交易周期的交易成交電量，包括優先發電電量(現階段視為廠網合約電量)、跨省跨區交易電量、通過雙邊協商、集中撮合、掛牌等方式形成的省內電力市場成交電量以及合約轉讓電量。

電廠月度上網電量扣減日前交易累計結算電量后用于結算日以上交易周期的交易電量。

電廠實際完成的市場化交易電量，按其交易成交的加權平均價格結算，實際完成的優先發電計劃電量，按照政府定價進行結算。

當電廠市場化交易電量未完成時，少發電量超過月度交易成交電量3%的部分，進行偏差責任認定，因系統需要導致的少發電量(即下調服務電量)，根據結算平衡機制資金盈余情況，按月度統一補償，不超過0.03元/千瓦時;因自身原因導致的少發電量，按0.03元/千瓦時的價格支付偏差電費，3%以內的部分免除偏差電費。電廠有超發電量時，按上調服務價格機制進行結算。

市場化交易結算工作原則上應在次月25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3個工作日內通知昆明電力交易中心，逾期則視同沒有異議。

第九十三條 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，電網企業按照昆明電力交易中心出具的結算依據向各市場主體結算支付電費，并承擔電力用戶側欠費風險，保障交易電費資金安全。

直接參與交易的用戶和售電公司代理用戶交易成交后須分階段繳納交易電量用電電費，交易用電電費=成交電量×(成交價格+該戶號最高用電電壓等級輸配電價+線損電價+基金)。在用電月15日前繳納交易成交電量電費的50%，待電力交易中心出具交易月實際結算單后，繳納剩余電費。

第九十四條 電網企業應將市場化交易結算結果的執行情況反饋昆明電力交易中心，電網企業與發電企業和用戶的結算需在次月30日前完成。市場主體不按時繳納電費、保證金、交易費等費用的，將暫停交易資格，并按相關規定處理。

第九十五條 根據集中競價交易的價差收益、市場主體未完成交易電量的考核電費、以及交易中可明確的其他收益建立結算平衡機制。

第九十六條 根據結算平衡機制的建立，月度計提平衡資金。平衡資金用于補償上、下調服務電量火電長期備用資金以及其他政府明確的用途。

第十一章 信息披露

第九十七條 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。

第九十八條 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。

昆明電力交易中心、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。

昆明電力交易中心負責市場信息的發布和管理，會同電力調度機構及時向市場主體發布相關市場信息，包括但不限于：

(一)市場需求側信息;

(二)市場發電側信息(含優先發電計劃電量、市場化電廠發電能力);

(三)市場可競價電量;

(四)省內電網阻塞管理信息;

(五)外送直流通道能力及交流聯絡線運行控制要求;

(六)交易事項及時間安排;

(七)市場總體成交情況(含各交易品種成交電量、平均價格、最高價格、最低價格);

(八)本細則要求公開的其他信息。

第九十九條 在確保安全的基礎上，電力市場信息主要通過電力市場交易平臺、昆明電力交易中心門戶網站和微信公眾號等進行披露。

昆明電力交易中心負責管理和維護電力市場交易平臺、昆明電力交易中心門戶網站和微信公眾號，為其他市場主體通過交易平臺和其門戶網站披露有關信息提供便利，各類市場成員按規定通過電力市場交易平臺、昆明電力交易中心門戶網站披露有關信息，并對所披露信息的準確性、及時性和真實性負責。

第一00條 市場主體如對披露的相關信息有異議及疑問，可向昆明電力交易中心、電力調度機構提出，由昆明電力交易中心、電力調度機構負責解釋。

第一0一條 昆明電力交易中心在每月的25日前，將上月交易信息和執行情況報國家能源局云南監管辦公室、省級電力管理部門。

第一0二條 國家能源局云南監管辦公室、省級電力管理部門、電力市場主體不得泄露影響公平競爭和涉及用戶隱私的相關信息。

第一0三條 國家能源局云南監管辦公室會同省級電力管理部門適時制定云南省電力市場信息披露管理辦法。

第十二章 組織實施與風險防控

第一0四條 昆明電力交易中心按照本實施細則為市場成員提供公開透明規范的電力交易服務，組織開展云南省內的電力直接交易(含跨境電力交易)、跨省跨區的電力交易、合約電量轉讓交易等，負責市場交易平臺的建設、運營和管理;負責市場主體的注冊和管理;提供結算依據;披露和發布市場信息等。

第一0五條 發生以下爭議時，可通過雙方協商、市場管理委員會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)市場交易、計量、考核和結算的爭議;

(四)其他方面的爭議。

第一0六條 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、省級電力管理部門、價格主管部門按照《行政處罰法》、《中華人民共和國電力法》、《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：

(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)昆明電力交易中心、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)其他嚴重違反本實施細則的行為。

第一0七條 昆明電力交易中心可向售電企業收取交易保證金，并開通保證金專用銀行賬戶，確保市場交易電費結算安全。保證金主要用于保證市場交易電費的正常支付，國家能源局云南監管辦公室對保證金賬戶和資金使用情況的監管;待市場主體信用評價體系建立后，交易保證金與市場主體信用評價等級進行掛鉤。

第一0八條 任何單位和個人不得非法干預市場正常運行，當出現以下情況時，昆明電力交易中心和電力調度機構要及時向國家能源局云南監管辦公室和省級電力管理部門報告，經批準后可采取措施對市場進行干預或終止市場交易：

(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)交易平臺發生故障，導致交易無法正常進行;

(三)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;

(四)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;

(五)其他影響電力系統安全運行事件或不可抗力事件發生時。

緊急情況下，昆明電力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。

第一0九條 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。

第一一0條 昆明電力交易中心可根據本實施細則擬訂《年度實施方案》，經電力市場管理委員會審議后，由省工業和信息化委員會牽頭組織國家能源局云南監管辦公室、云南省發展和改革委員會、云南省能源局等相關部門審核后報省政府批準執行。

第十三章 附則

第一一一條 國家能源局云南監管辦公室可以根據國家電力體制改革政策、云南省電力市場建設進程及電力運行相關情況會同省級電力管理部門對本實施細則進行補充修訂，調整和優化實施細則中的控制性指標。修訂程序為：

(一)由昆明電力交易中心按照市場運行情況和市場成員建議提出修訂意見;

(二)云南電力市場管理委員會組織市場成員研究討論;

(三)上報國家能源局云南監管辦公室，由國家能源局云南監管辦公室會同省級電力管理部門進行修訂。

第一一二條 本實施細則所指的省級電力管理部門是：省發展和改革委(能源局)和省工業和信息化委。

第一一三條 本實施細則由國家能源局云南監管辦公室和省級電力管理部門負責解釋。

第一一四條 本實施細則自公布之日起實施，有效期至2019年12月31日。