政策｜2018年云南电力市场化交易实施方案（征求意见稿）

2017-10-17 15:01:01 云南省工业和信息化委员会　点击量：评论 (0)

近日，云南省工业和信息化委员会出台了《2018年云南电力市场化交易实施方案（征求意见稿）》，其中提到云南省电力交易中心的权利和义务、用电企业的划分以及结算总体原则等，下面是方案原文：2018 年云南电力

第七章计量与结算

第一节计量

第六十四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。

第六十五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。

第六十六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。

第六十七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。

第二节结算总体原则

第六十八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资金结算。合约电量转让交易由昆明电力交易中心分别向出让方和受让方出具结算依据。

第六十九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。

第七十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。

第七十一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。

第七十二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。

第三节电厂结算

第七十三条电厂结算原则1）按厂为单位进行结算。（2）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清算，电费多退少补。（3）未进入市场化的电厂按政府定价和上网电量进行结算。（4）优先发电量按月度实际的厂用电率折算上网电量。

第七十四条预结算市场化电厂预结算包括日、月度、年度分月的直接交易电量和优先发电计划电量的结算。（一）日交易电量电费计算（1）计算合约电量电费根据电厂各日的成交电量和成交价格，计算日电量交易的总成交电量Qd及加权平均价格Pd，电厂日电量交易的合约电量电费Sd=Pd×Qd。（2）计算偏差电费①当电厂次日实际发电量小于日电量交易成交电量时，未完成的交易电量视为偏差电量。在日前成交电量3%以内（含）内的偏差电量按Pd价格计算偏差电费；超过3%的偏差电量，由于电厂自身原因按Pd''=（Pd+0.03）元/千瓦时的价格计算偏差电费，由于系统原因少发电量（下调服务电量）暂按Pd 元/千瓦时的价格计算偏差电费，后期根据结算平衡机制资金盈余情况按月补偿，补偿价格不超过0.03 元/千瓦时。②当电厂次日实际发电量大于日电量交易成交电量时，超出的电量计入月度交易发电量，无偏差电量结算费用。（3）计算日电量交易实际电费收益日交易实际结算电量=min{日交易成交电量，日上网电量}，每月日交易实际结算电量Qrd为月度内日交易实际结算电量累计值。电厂日电量交易实际电费收益等于合约电费与偏差电费之和。（二）月度电量电费计算月度电量分为中长期交易电量和优先发电计划电量。中长期交易成交电量QL= 年度交易电量+月度交易电量，其中月度交易电量包括省内通过协商、撮合、挂牌等方式成交电量和框架协议外西电东送成交电量。中长期交易成交价格P0为上述中长期交易成交电量的加权平均价格。假设电厂月度上网电量为Q。（1）Q－Qrd－QL≤0中长期交易电量电费=（Q－Qrd）×P0负偏差电量= (Q－Qrd) –QL，按负偏差价格0.03 元/千瓦时计算偏差电费。负偏差电费=负偏差电量×0.03（2）0＜Q－Qrd－QL≤优先发电计划电量中长期交易电量电费= QL×P0优先发电计划电量电费=（Q－Qrd－QL）×优先发电价格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集中撮合交易电厂侧加权平均成交价格；火电厂保障电网安全稳定运行所需电量价格为国家批复上网电价；火电备用状态确认电量、供气所需电量、贫困老区政策性电量价格为月度集中交易加权平均价格和0.235 元/千瓦时中的较大值；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。月度优先发电计划未完成时，其中协议内西电东送电量、贫困老区政策性电量、水电厂调节电量全年统筹，后续月度滚动调整，全年结束仍未完成的，不进行补偿和考核；其他优先发电计划不进行滚动调整，不进行考核和补偿。（3）优先发电计划电量≤Q－Qrd－QL中长期交易电量电费= QL×P0优先发电计划电量电费=优先发电计划电量×优先发电价格正偏差电量=Q－Qrd－QL－优先发电计划电量偏差电费=正偏差电量×正偏差价格正偏差价格为上调服务基准价格×电厂市场化电量成交比，其中清洁能源电厂市场化电量成交比=电厂市场化成交电量/（电厂月度上网电量－优先发电计划），各清洁能源电厂分别计算，并设定相应限值，成交比上限值为1，下限值为0.8；火电厂市场化电量成交比取值为1。月度电量电费=中长期交易电电费+偏差电费+优先发电计划电量电费预结算电费=日交易电量电费+月度电量电费

第七十五条清算清算电费包括合约转让交易清算电费、偏差电量清算电费、差错清算电费。（一）合约转让交易清算合约出让电量为负值，合约受让电量为正值。（1）电厂少发，出让电量合约电厂合约出让结算电费=合约出让电量×（－0.03）（2）电厂超发，受让电量合约电厂合约受让结算电费=合约受让电量×（出让电厂中长期交易加权平均成交价格P0－正偏差价格）（二）偏差电量清算合约转让交易后，电厂实际偏差电量如下：电厂实际负偏差电量=电厂月度负偏差电量－合约出让电量电厂实际正偏差电量=电厂月度正偏差电量－合约受让电量根据偏差认定情况，计算电厂实际偏差电量的清算电费情况。（1）电厂实际负偏差电量不超过QL的3%，电厂实际负偏差电量免责。电厂实际负偏差电量价格返还电费=电厂实际负偏差电量×（－0.03 元/千瓦时）（2）电厂实际负偏差电量超过QL 的3% ，且电厂无双边协商交易电量QL的3%免考核，认定为系统原因的负偏差电量部分，暂不补偿，后期根据结算平衡机制资金盈余情况按月补偿，补偿价格Pc 不超过0.03 元/千瓦时；认定为自身原因的部分0.03 元/千瓦时考核，认定为免责的负偏差电量不补偿也不考核。电厂实际负偏差电量价格返还电费=3%QL×（－0.03元/千瓦时）+系统原因负偏差电量×[－（0.03+Pc）元/千瓦时]+自身原因负偏差电量×0+认定为免责的负偏差电量×（－0.03 元/千瓦时）（3）电厂实际负偏差电量超过QL 的3% ，且电厂有双边协商交易电量QL的3%免考核，认定为系统原因的负偏差电量部分，暂不补偿，后期根据结算平衡机制资金盈余情况按月补偿，补偿价格Pc不超过0.03 元/千瓦时；认定为免责的负偏差电量不补偿也不考核，剩余负偏差电量=min{电厂实际负偏差电量－ QL ×3%－系统原因的负偏差电量－认定为免责的负偏差电量，0}按照双边协商成交电量和非双边协商成交电量比例区分为电厂双边协商交易月度负偏差电量和电厂非双边协商交易月度负偏差电量两个部分。电厂双边协商交易月度负偏差电量按max{上调服务基准价格－电厂自身双边协商交易加权平均成交价，0}额外考核。电厂实际负偏差电量价格返还电费=3%QL×（－0.03 元/千瓦时）+系统原因负偏差电量×[－（0.03+Pc）元/千瓦时]+认定为免责的负偏差电量×（－0.03 元/千瓦时）+电厂双边协商交易月度负偏差电量×max{上调服务基准价格－电厂自身双边协商交易加权平均成交价，0}（三）差错清算根据电费计算正确值与错误值之间的差值进行差错清算，差错资金结算单归入后续最近一次月度结算单一起进行资金结算。

第七十六条火电长期备用电费（1）火电厂结算1）1－10 月，暂按每月火电长期备用提取资金确定月度长期备用容量总金额，11－12 月，根据前期火电长期备用费用支付情况统筹确定。2）月度火电长期备用容量计算单价=月度火电长期备用容量总金额/月度火电长期备用总容量3）火电厂长期备用结算费用=月度火电厂长期备用容量×月度火电长期备用容量结算单价（2）分摊电厂结算各分摊电厂根据分摊单价和分摊电量进行结算。

第七十七条偏差认定（1）日电量责任认定调度机构记录日交易电量少发原因，在月度结算时进行认定。（2）月电量责任认定根据月度实际来水情况测算电厂实际发电能力T0。假设电厂月度交易成交电量为T1，日电量交易累计结算电量为T2；电厂月度实际发电量为T。当T<（T1+T2）<T0 时，[（T1+T2）－T ]为系统运行需45要导致的少发电量，即下调服务电量。当T< T0 <（T1+T2）时，[（T1+T2）－T0 ]为因电厂自身原因导致的少发电量，T0－T 为系统运行需要导致的少发电量，即下调服务电量。

第四节用户(售电公司)结算

第七十八条用户结算原则（1）按户号为单元结算，首先进行日交易电量结算，再进行月度交易电量结算。（2）直接交易用户和售电公司服务用户的电费分为电能电费、输配电费、线损电费、基金及附加电费。其中，输配电费、基金及附加电费根据用户实际用电量与政府核定价格标准计算。电能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，线损电价以用户侧实际结算电能价格为基准值计算。（3）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，电公司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。（4）根据《云南省物价局转发国家发展改革委办公厅关于云南省丰枯峰谷分时电价政策文件的通知》（云价价格〔2017〕76 号），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。已参加市场化交易的用户又退出的，在通过售电公司购电或再次参与市场化交易前，由电网企业承担保底供电责任，电网企业与电力用户交易的保底价格按政府文件要求执行。（5）注册用户未参与交易或者成交电量为零的用户，所有用电量按上年度统调电厂平均上网结算价格的1.2 倍结算。

第七十九条日交易电量结算（1）用户次日实际用电量Urd扣减日电量交易申报基准值后，若大于日电量交易成交电量，日电量交易结算电量即为日电量交易成交电量，其余用电量计入月度交易用电量。（2）用户次日实际用电量Urd扣减日电量交易申报基准值后，若小于日电量交易成交电量，则日电量交易结算电量为max{（Urd－日电量交易申报基准值），0}，未完成的日交易成交电量为日电量交易成交电量减去日电量交易结算电量。（3）根据日电量交易各日的实际结算电量和成交价格，计算日电量交易电量电费；未完成的日电量交易成交电量超过日电量交易成交电量3%的部分按0.03 元/千瓦时的价格支付偏差电费，3%以内的部分免除偏差电费。

第八十条月度交易电量结算月度交易电量包括年度分月电量、月度通过协商、集中撮合、挂牌交易等方式进行交易的电量、合约转让交易电量。设置少用电量3%的免责阈值。（一）月度交易（不含增量挂牌交易）电量结算月度交易（不含增量挂牌交易）电量电费=交易结算电费+偏差电量电费月度交易成交电量（不含增量挂牌交易成交电量）Qm=年度电量交易分月成交电量+月度成交电量（不含增量挂牌交易成交电量）+合约转让交易电量成交价格= Qm的加权平均价格（1）交易电量结算结算电量=min{Qm，（月度用电量－日累计结算电量）}月度交易（不含增量挂牌交易）电量结算电费=结算电量×成交价格（2）偏差电量结算1）月度用电量－日累计结算电量<Qm×97%少用电量= Qm×97%－（月度用电量－日累计结算电量）月度交易偏差电费=少用价格×少用电量当用户无双边协商交易时，认定为免责的少用电量，少用价格为零，其他情况少用价格为0.03 元/千瓦时。当用户有双边协商交易时，为防止用户虚量签订双边合同，影响系统电力电量平衡，对用户未完成的双边协商交易电量加重偏差结算。用户责任偏差电量=max{少用电量－认定的免责电量，0}用户双边协商交易责任偏差电量=用户责任偏差电量×双边协商交易成交电量/月度交易成交电量用户双边协商交易责任偏差电量按max{双边协商交易加权平均成交价－上调服务基准价格+0.03，0.03}结算，其他责任偏差电量按0.03 元/千瓦时结算。2）Qm×97%≤月度用电量－日累计结算电量≤Qm月度交易（不含增量挂牌交易）偏差电量在免责范围内，偏差电费为零。3）Qm≤月度用电量－日累计结算电量当用户无增量挂牌交易成交电量时：超用电量=月度用电量－日累计结算电量－ Qm月度交易偏差电费=超用电量×超用价格超用价格=min{上年度统调电厂平均上网结算价格的1.2 倍，上调服务基准价格1.2 倍}当用户有增量挂牌交易成交电量时：超用电量=max{月度用电量－日累计结算电量－ Qm－增量挂牌结算电量，0}，其中增量挂牌结算电量见增量挂牌交易电量结算。月度交易正偏差电费=超用电量×超用价格（二）增量挂牌交易电量结算增量挂牌交易电量电费=交易结算电费+偏差电量电费（1）交易电量结算增量挂牌结算电量=min{增量挂牌成交电量，（月度用电量－月度基数电量），（月度用电量－日交易结算电量－ Qm）}，如计算后小于零，则增量挂牌结算电量为零。交易结算电费=增量挂牌结算电量×增量挂牌交易成交价格（2）偏差电量结算为防止用户虚报增量电量，影响系统电力电量平衡，严格增量挂牌交易偏差电量结算。1）月度用电量－月度基数电量≥增量挂牌交易成交电量增量挂牌结算电量<增量挂牌成交电量×97%，未完成的增量挂牌成交电量按0.03 元/千瓦时进行偏差电量结算；增量挂牌结算电量≥增量挂牌成交电量×97%，无偏差电量电费。2）月度用电量－月度基数电量<增量挂牌交易成交电量用户增量挂牌交易成交电量－（用户实际用电量－月度基数电量）进行偏差结算，若差额部分大于用户增量挂牌交易成交电量，则按用户增量挂牌交易成交电量进行结算。偏差结算电价=上调服务基准价格×1.1－用户增量挂牌成交价格，若偏差结算电价小于0.03 元/千瓦时，则按0.03 元/千瓦时偏差结算。

第八十一条用户差错处理当用户实际用电量与前期用于结算的用电量不一致时，不改变月度交易成交结果，用户实际用电量按照上述结算规则计算用户实际电费。用户实际电费与前期结算电费之间的差额资金出单结算，差错资金结算单归入后续最近一次月度结算单一起进行资金结算。

第八十二条偏差认定由于不可抗力因素、国家相关政策调整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，应在月度结算前通过交易系统提交书面申请及相关证明材料。其中不可抗力包括：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：（1）用户因安全、环保等不达标、或违法违规经营导致整改关停；（2）用户自身设备运维不到位导致设备跳闸、停产、减产；（3）用户因产品市场不景气或生产组织不力而减产、停产；（4）用户欠费被供电部门依法采取停电催收；（5）用户申报不切实际或自身申报错误；（6）其他未提及的“非不可抗拒”原因。

第八十三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。

第五节电费支付

第八十四条结算依据交易中心负责向市场主体出具结算依据，市场主体按此结算依据进行电费结算、支付。（1）电厂结算依据交易中心按照电厂结算步骤出具电厂电费明细单，包括：本月电量预结算电费、火电长期备用电费以及上月清算电费。（2）用户结算依据直接进入市场化交易的用户和售电公司服务用户，交易中心按照购电主体结算步骤出具用户侧电费明细单，主要包含电能电费、偏差电费、输电费用、配电费用、线损电费、基本电费、力调电费、基金。（3）售电公司结算依据交易中心按照购电主体结算步骤出具售电公司收支明细单，主要包含成交电价、与用户合同类型、与服务用户之间的收益明细10%偏差金额。

第八十五条电费支付（1）电厂电费支付电厂与电网企业维持现有的电费支付方式。（2）用户电费支付用户交易成功后，直接进入市场化交易的用户和售电公司服务用户须缴纳交易电量用电电费，交易用电电费=成交电量×（成交价格+该户号最高用电电压等级输配电价+线损电价+基金）。在用电月10 日前缴纳交易电量用电电费的20%，在用电月15 日前再缴30%（也可选择15 日前一次性缴纳50%）；待交易中心出具交易月实际结算单后，用户缴纳剩余电费。用户结算单，市场化电费金额为电度电费和功率因数调整电费，基本电费、政府性基金仍按国家现行电价政策执行。参与市场化交易的用户欠交电费的，将暂停交易资格，并按相关规定处理。3）售电公司电费支付售电公司依据交易中心出具的结算依据与服务用户开展服务收益、偏差电费结算，未及时支付偏差电费的售电公司，用户有权向交易机构申请取消售电公司的服务资格。

第八十六条保证金制度交易中心开通保证金专用银行账户，售电公司需按核定资产总额的10%缴纳保证金，低于200 万元按200 万元缴纳,高于2000 万元按2000 万元缴纳。交易申报时，可申报交易金额与保证金账户余额挂钩。若售电公司服务用户未按时缴清电费，则冻结该部分金额的保证金，用户缴清电费后，被冻结的保证金解除冻结。

第八十七条票据开具电网公司依据交易中心出具的结算单向直接参与交易用户和售电公司服务用户收取电费，开具电费发票。售电公司与用户之间的费用按照交易中心出具的结算单进行费用结算和支付。

第六节结算平衡机制

第八十八条为确保2018 年市场化交易顺利实施，兼顾发、供、用三方合理利益，特建立市场化交易结算平衡机制。

第八十九条结算平衡机制建立（一）月度/日集中撮合交易中，购售电双方成交价格价差部分。按集中撮合成交结果计算成交价差收益，然后根据购电主体侧、电厂侧成交电量的完成比例计算应提取的实际价差收益。成交价差收益=Σ（购售匹配成交电量×购售匹配成交价差）实际价差收益=成交价差收益×min{购电主体侧成交量完成比例，电厂市场化电量成交比}（二）用户结算少用偏差电费。（三）电厂结算少发偏差电费。

第九十条结算平衡机制实施范围（一）根据上述结算平衡机制的建立，月度计提平衡资金。（二）平衡资金优先用于下调服务补偿资金。（三）因保障系统安全需要的火电超发电量，经调度机构认定为上调服务电量，相应电量按国家批复上网电价进行结算，与月度交易电厂侧平均成交价之间的差额电费由结算平衡机制处理。（四）火电长期备用资金等其他政府明确的用途。

第八章信息披露

第九十一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。

第九十二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。

第九十三条电网企业应当向交易中心披露的信息，包含但不限于：（一）电网结构情况，输配电线路和变电站规划情况，发电机组、电力用户并网接入情况；（二）政府批准的输配电价、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。

第九十四条电力调度机构应当向交易中心披露的信息，包含但不限于：（一）关键输电通道能力情况，关键设备检修计划等电网运行相关信息；（二）优先电厂及市场化电厂月度发电能力；（三）存在安全约束时，提供限制市场化交易的具体原因；（四）对交易计划执行影响较大的事件；（五）交易计划执行情况和偏差责任认定情况；（六）确定每月因保障系统安全需要的火电超发电量。

第九十五条发电企业应当向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、检修、故障、改造、热电联产情况等。（四）与发电成本相关信息；（五）其他对交易履约有较大影响的事件。

第九十六条售电公司、用电企业应当向交易中心披露的信息，包含但不限于：（一）注册信息、用电信息及其变更情况；（二）零售服务关系；（三）其他对交易履约有较大影响的事件。

第九十七条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。

第九十八条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；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的，应及时进行重新披露；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、平均价格、最高价格、最低价格、成交电量明细。（三）交易结束后，应当对各类交易结果进行汇总后发布。

第九十九条市场主体申报的电量和电价，以及成交电价为私有信息，交易中心仅向当事市场主体披露。

第一百条除上述披露内容外，省级电力主管部门可以根据市场运行要求增加披露信息。

第一百〇一条在确保安全的基础上，电力市场信息主要通过电力市场交易平台、交易中心门户网站和微信公众号等进行披露。交易中心负责管理和维护电力市场交易平台、公司门户网站和微信公众号，为其他市场主体通过交易平台和门户网站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。

第一百〇二条市场主体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。

第一百〇三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。

第九章市场争议与干预处理

第一百〇四条发生以下争议时，可通过双方协商、市场管理委员会或省工信委等相关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。

第一百〇五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、电力管理部门、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。

第一百〇六条集中撮合交易过程中，出现未成交的市场主体3 家及以上不属于同一集团的电厂（或用户、售电公司）申报电价各段均相同（申报限价除外），且该部分申报量占总申报量的比例达到20%及以上，或者其他异常报价，操作或控制市场化交易的行为，经省工信委、省认定后，相关电厂电量报价按无效报价处理，按照最低限价进行撮合，相关用户或售电公司电量报价按无效报价处理，按照最高限价进行撮合。

第一百〇七条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。

第一百〇八条任何单位和个人不得非法干预市场正常运行，当出现以下情况时，交易中心和电力调度机构要及时向省工信委、省发改委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运行事件或不可抗力事件发生时。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。

第一百〇九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。

原标题:2018年云南电力市场化交易实施方案（征求意见稿）