政策｜2018年云南電力市場化交易實施方案（征求意見稿）

2017-10-17 15:01:01 云南省工業和信息化委員會　點擊量：評論 (0)

近日，云南省工業和信息化委員會出臺了《2018年云南電力市場化交易實施方案（征求意見稿）》，其中提到云南省電力交易中心的權利和義務、用電企業的劃分以及結算總體原則等，下面是方案原文：2018 年云南電力

第七章計量與結算

第一節計量

第六十四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。

第六十五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。

第六十六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。

第六十七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。

第二節結算總體原則

第六十八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相關規則對市場主體進行資金結算。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。

第六十九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。

第七十條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。

第七十一條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。

第七十二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。

第三節電廠結算

第七十三條電廠結算原則1）按廠為單位進行結算。（2）進入市場化的電廠，先進行預結算，待偏差電量責任認定、合約轉讓交易結束后再進行清算，電費多退少補。（3）未進入市場化的電廠按政府定價和上網電量進行結算。（4）優先發電量按月度實際的廠用電率折算上網電量。

第七十四條預結算市場化電廠預結算包括日、月度、年度分月的直接交易電量和優先發電計劃電量的結算。（一）日交易電量電費計算（1）計算合約電量電費根據電廠各日的成交電量和成交價格，計算日電量交易的總成交電量Qd及加權平均價格Pd，電廠日電量交易的合約電量電費Sd=Pd×Qd。（2）計算偏差電費①當電廠次日實際發電量小于日電量交易成交電量時，未完成的交易電量視為偏差電量。在日前成交電量3%以內（含）內的偏差電量按Pd價格計算偏差電費；超過3%的偏差電量，由于電廠自身原因按Pd''=（Pd+0.03）元/千瓦時的價格計算偏差電費，由于系統原因少發電量（下調服務電量）暫按Pd 元/千瓦時的價格計算偏差電費，后期根據結算平衡機制資金盈余情況按月補償，補償價格不超過0.03 元/千瓦時。②當電廠次日實際發電量大于日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。（3）計算日電量交易實際電費收益日交易實際結算電量=min{日交易成交電量，日上網電量}，每月日交易實際結算電量Qrd為月度內日交易實際結算電量累計值。電廠日電量交易實際電費收益等于合約電費與偏差電費之和。（二）月度電量電費計算月度電量分為中長期交易電量和優先發電計劃電量。中長期交易成交電量QL= 年度交易電量+月度交易電量，其中月度交易電量包括省內通過協商、撮合、掛牌等方式成交電量和框架協議外西電東送成交電量。中長期交易成交價格P0為上述中長期交易成交電量的加權平均價格。假設電廠月度上網電量為Q。（1）Q－Qrd－QL≤0中長期交易電量電費=（Q－Qrd）×P0負偏差電量= (Q－Qrd) –QL，按負偏差價格0.03 元/千瓦時計算偏差電費。負偏差電費=負偏差電量×0.03（2）0＜Q－Qrd－QL≤優先發電計劃電量中長期交易電量電費= QL×P0優先發電計劃電量電費=（Q－Qrd－QL）×優先發電價格優先發電價格根據優先發電電量類型確定，其中：風電場和光伏電廠保居民電能替代電量價格為月度集中撮合交易電廠側加權平均成交價格；火電廠保障電網安全穩定運行所需電量價格為國家批復上網電價；火電備用狀態確認電量、供氣所需電量、貧困老區政策性電量價格為月度集中交易加權平均價格和0.235 元/千瓦時中的較大值；具有年調節能力及以上水庫的水電廠調節電量、框架協議內西電東送計劃分配電量價格為西電東送框架協議送出價格扣減輸配電價、線損電價倒推確定的價格；其他政策性電量價格按省級政府有關部門政策執行。月度優先發電計劃未完成時，其中協議內西電東送電量、貧困老區政策性電量、水電廠調節電量全年統籌，后續月度滾動調整，全年結束仍未完成的，不進行補償和考核；其他優先發電計劃不進行滾動調整，不進行考核和補償。（3）優先發電計劃電量≤Q－Qrd－QL中長期交易電量電費= QL×P0優先發電計劃電量電費=優先發電計劃電量×優先發電價格正偏差電量=Q－Qrd－QL－優先發電計劃電量偏差電費=正偏差電量×正偏差價格正偏差價格為上調服務基準價格×電廠市場化電量成交比，其中清潔能源電廠市場化電量成交比=電廠市場化成交電量/（電廠月度上網電量－優先發電計劃），各清潔能源電廠分別計算，并設定相應限值，成交比上限值為1，下限值為0.8；火電廠市場化電量成交比取值為1。月度電量電費=中長期交易電電費+偏差電費+優先發電計劃電量電費預結算電費=日交易電量電費+月度電量電費

第七十五條清算清算電費包括合約轉讓交易清算電費、偏差電量清算電費、差錯清算電費。（一）合約轉讓交易清算合約出讓電量為負值，合約受讓電量為正值。（1）電廠少發，出讓電量合約電廠合約出讓結算電費=合約出讓電量×（－0.03）（2）電廠超發，受讓電量合約電廠合約受讓結算電費=合約受讓電量×（出讓電廠中長期交易加權平均成交價格P0－正偏差價格）（二）偏差電量清算合約轉讓交易后，電廠實際偏差電量如下：電廠實際負偏差電量=電廠月度負偏差電量－合約出讓電量電廠實際正偏差電量=電廠月度正偏差電量－合約受讓電量根據偏差認定情況，計算電廠實際偏差電量的清算電費情況。（1）電廠實際負偏差電量不超過QL的3%，電廠實際負偏差電量免責。電廠實際負偏差電量價格返還電費=電廠實際負偏差電量×（－0.03 元/千瓦時）（2）電廠實際負偏差電量超過QL 的3% ，且電廠無雙邊協商交易電量QL的3%免考核，認定為系統原因的負偏差電量部分，暫不補償，后期根據結算平衡機制資金盈余情況按月補償，補償價格Pc 不超過0.03 元/千瓦時；認定為自身原因的部分0.03 元/千瓦時考核，認定為免責的負偏差電量不補償也不考核。電廠實際負偏差電量價格返還電費=3%QL×（－0.03元/千瓦時）+系統原因負偏差電量×[－（0.03+Pc）元/千瓦時]+自身原因負偏差電量×0+認定為免責的負偏差電量×（－0.03 元/千瓦時）（3）電廠實際負偏差電量超過QL 的3% ，且電廠有雙邊協商交易電量QL的3%免考核，認定為系統原因的負偏差電量部分，暫不補償，后期根據結算平衡機制資金盈余情況按月補償，補償價格Pc不超過0.03 元/千瓦時；認定為免責的負偏差電量不補償也不考核，剩余負偏差電量=min{電廠實際負偏差電量－ QL ×3%－系統原因的負偏差電量－認定為免責的負偏差電量，0}按照雙邊協商成交電量和非雙邊協商成交電量比例區分為電廠雙邊協商交易月度負偏差電量和電廠非雙邊協商交易月度負偏差電量兩個部分。電廠雙邊協商交易月度負偏差電量按max{上調服務基準價格－電廠自身雙邊協商交易加權平均成交價，0}額外考核。電廠實際負偏差電量價格返還電費=3%QL×（－0.03 元/千瓦時）+系統原因負偏差電量×[－（0.03+Pc）元/千瓦時]+認定為免責的負偏差電量×（－0.03 元/千瓦時）+電廠雙邊協商交易月度負偏差電量×max{上調服務基準價格－電廠自身雙邊協商交易加權平均成交價，0}（三）差錯清算根據電費計算正確值與錯誤值之間的差值進行差錯清算，差錯資金結算單歸入后續最近一次月度結算單一起進行資金結算。

第七十六條火電長期備用電費（1）火電廠結算1）1－10 月，暫按每月火電長期備用提取資金確定月度長期備用容量總金額，11－12 月，根據前期火電長期備用費用支付情況統籌確定。2）月度火電長期備用容量計算單價=月度火電長期備用容量總金額/月度火電長期備用總容量3）火電廠長期備用結算費用=月度火電廠長期備用容量×月度火電長期備用容量結算單價（2）分攤電廠結算各分攤電廠根據分攤單價和分攤電量進行結算。

第七十七條偏差認定（1）日電量責任認定調度機構記錄日交易電量少發原因，在月度結算時進行認定。（2）月電量責任認定根據月度實際來水情況測算電廠實際發電能力T0。假設電廠月度交易成交電量為T1，日電量交易累計結算電量為T2；電廠月度實際發電量為T。當T<（T1+T2）<T0 時，[（T1+T2）－T ]為系統運行需45要導致的少發電量，即下調服務電量。當T< T0 <（T1+T2）時，[（T1+T2）－T0 ]為因電廠自身原因導致的少發電量，T0－T 為系統運行需要導致的少發電量，即下調服務電量。

第四節用戶(售電公司)結算

第七十八條用戶結算原則（1）按戶號為單元結算，首先進行日交易電量結算，再進行月度交易電量結算。（2）直接交易用戶和售電公司服務用戶的電費分為電能電費、輸配電費、線損電費、基金及附加電費。其中，輸配電費、基金及附加電費根據用戶實際用電量與政府核定價格標準計算。電能電費按市場化交易方式結算。線損電費按用戶實際用電量與線損電價計算，其中，線損電價以用戶側實際結算電能價格為基準值計算。（3）當售電公司服務用戶存在少用電量時，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，電公司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。（4）根據《云南省物價局轉發國家發展改革委辦公廳關于云南省豐枯峰谷分時電價政策文件的通知》（云價價格〔2017〕76 號），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。已參加市場化交易的用戶又退出的，在通過售電公司購電或再次參與市場化交易前，由電網企業承擔保底供電責任，電網企業與電力用戶交易的保底價格按政府文件要求執行。（5）注冊用戶未參與交易或者成交電量為零的用戶，所有用電量按上年度統調電廠平均上網結算價格的1.2 倍結算。

第七十九條日交易電量結算（1）用戶次日實際用電量Urd扣減日電量交易申報基準值后，若大于日電量交易成交電量，日電量交易結算電量即為日電量交易成交電量，其余用電量計入月度交易用電量。（2）用戶次日實際用電量Urd扣減日電量交易申報基準值后，若小于日電量交易成交電量，則日電量交易結算電量為max{（Urd－日電量交易申報基準值），0}，未完成的日交易成交電量為日電量交易成交電量減去日電量交易結算電量。（3）根據日電量交易各日的實際結算電量和成交價格，計算日電量交易電量電費；未完成的日電量交易成交電量超過日電量交易成交電量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。

第八十條月度交易電量結算月度交易電量包括年度分月電量、月度通過協商、集中撮合、掛牌交易等方式進行交易的電量、合約轉讓交易電量。設置少用電量3%的免責閾值。（一）月度交易（不含增量掛牌交易）電量結算月度交易（不含增量掛牌交易）電量電費=交易結算電費+偏差電量電費月度交易成交電量（不含增量掛牌交易成交電量）Qm=年度電量交易分月成交電量+月度成交電量（不含增量掛牌交易成交電量）+合約轉讓交易電量成交價格= Qm的加權平均價格（1）交易電量結算結算電量=min{Qm，（月度用電量－日累計結算電量）}月度交易（不含增量掛牌交易）電量結算電費=結算電量×成交價格（2）偏差電量結算1）月度用電量－日累計結算電量<Qm×97%少用電量= Qm×97%－（月度用電量－日累計結算電量）月度交易偏差電費=少用價格×少用電量當用戶無雙邊協商交易時，認定為免責的少用電量，少用價格為零，其他情況少用價格為0.03 元/千瓦時。當用戶有雙邊協商交易時，為防止用戶虛量簽訂雙邊合同，影響系統電力電量平衡，對用戶未完成的雙邊協商交易電量加重偏差結算。用戶責任偏差電量=max{少用電量－認定的免責電量，0}用戶雙邊協商交易責任偏差電量=用戶責任偏差電量×雙邊協商交易成交電量/月度交易成交電量用戶雙邊協商交易責任偏差電量按max{雙邊協商交易加權平均成交價－上調服務基準價格+0.03，0.03}結算，其他責任偏差電量按0.03 元/千瓦時結算。2）Qm×97%≤月度用電量－日累計結算電量≤Qm月度交易（不含增量掛牌交易）偏差電量在免責范圍內，偏差電費為零。3）Qm≤月度用電量－日累計結算電量當用戶無增量掛牌交易成交電量時：超用電量=月度用電量－日累計結算電量－ Qm月度交易偏差電費=超用電量×超用價格超用價格=min{上年度統調電廠平均上網結算價格的1.2 倍，上調服務基準價格1.2 倍}當用戶有增量掛牌交易成交電量時：超用電量=max{月度用電量－日累計結算電量－ Qm－增量掛牌結算電量，0}，其中增量掛牌結算電量見增量掛牌交易電量結算。月度交易正偏差電費=超用電量×超用價格（二）增量掛牌交易電量結算增量掛牌交易電量電費=交易結算電費+偏差電量電費（1）交易電量結算增量掛牌結算電量=min{增量掛牌成交電量，（月度用電量－月度基數電量），（月度用電量－日交易結算電量－ Qm）}，如計算后小于零，則增量掛牌結算電量為零。交易結算電費=增量掛牌結算電量×增量掛牌交易成交價格（2）偏差電量結算為防止用戶虛報增量電量，影響系統電力電量平衡，嚴格增量掛牌交易偏差電量結算。1）月度用電量－月度基數電量≥增量掛牌交易成交電量增量掛牌結算電量<增量掛牌成交電量×97%，未完成的增量掛牌成交電量按0.03 元/千瓦時進行偏差電量結算；增量掛牌結算電量≥增量掛牌成交電量×97%，無偏差電量電費。2）月度用電量－月度基數電量<增量掛牌交易成交電量用戶增量掛牌交易成交電量－（用戶實際用電量－月度基數電量）進行偏差結算，若差額部分大于用戶增量掛牌交易成交電量，則按用戶增量掛牌交易成交電量進行結算。偏差結算電價=上調服務基準價格×1.1－用戶增量掛牌成交價格，若偏差結算電價小于0.03 元/千瓦時，則按0.03 元/千瓦時偏差結算。

第八十一條用戶差錯處理當用戶實際用電量與前期用于結算的用電量不一致時，不改變月度交易成交結果，用戶實際用電量按照上述結算規則計算用戶實際電費。用戶實際電費與前期結算電費之間的差額資金出單結算，差錯資金結算單歸入后續最近一次月度結算單一起進行資金結算。

第八十二條偏差認定由于不可抗力因素、國家相關政策調整導致用戶未完成的交易電量免除偏差費用。用戶申請負偏差電量免責的，應在月度結算前通過交易系統提交書面申請及相關證明材料。其中不可抗力包括：指不能預見、不能避免并不能克服的客觀情況。包括：火山爆發、龍卷風、海嘯、暴風雪、泥石流、山體滑坡、水災、火災、超設計標準的地震、臺風、雷電、霧閃等，以及核輻射、戰爭、瘟疫、騷亂等。以下情況不予辦理免責申請：（1）用戶因安全、環保等不達標、或違法違規經營導致整改關停；（2）用戶自身設備運維不到位導致設備跳閘、停產、減產；（3）用戶因產品市場不景氣或生產組織不力而減產、停產；（4）用戶欠費被供電部門依法采取停電催收；（5）用戶申報不切實際或自身申報錯誤；（6）其他未提及的“非不可抗拒”原因。

第八十三條售電公司結算售電公司結算費用包括服務用戶的少用電費和服務費。售電公司的偏差電費為服務用戶少用電量偏差電費累計值的10%，服務費用由售電公司與其服務用戶自行約定。

第五節電費支付

第八十四條結算依據交易中心負責向市場主體出具結算依據，市場主體按此結算依據進行電費結算、支付。（1）電廠結算依據交易中心按照電廠結算步驟出具電廠電費明細單，包括：本月電量預結算電費、火電長期備用電費以及上月清算電費。（2）用戶結算依據直接進入市場化交易的用戶和售電公司服務用戶，交易中心按照購電主體結算步驟出具用戶側電費明細單，主要包含電能電費、偏差電費、輸電費用、配電費用、線損電費、基本電費、力調電費、基金。（3）售電公司結算依據交易中心按照購電主體結算步驟出具售電公司收支明細單，主要包含成交電價、與用戶合同類型、與服務用戶之間的收益明細10%偏差金額。

第八十五條電費支付（1）電廠電費支付電廠與電網企業維持現有的電費支付方式。（2）用戶電費支付用戶交易成功后，直接進入市場化交易的用戶和售電公司服務用戶須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10 日前繳納交易電量用電電費的20%，在用電月15 日前再繳30%（也可選擇15 日前一次性繳納50%）；待交易中心出具交易月實際結算單后，用戶繳納剩余電費。用戶結算單，市場化電費金額為電度電費和功率因數調整電費，基本電費、政府性基金仍按國家現行電價政策執行。參與市場化交易的用戶欠交電費的，將暫停交易資格，并按相關規定處理。3）售電公司電費支付售電公司依據交易中心出具的結算依據與服務用戶開展服務收益、偏差電費結算，未及時支付偏差電費的售電公司，用戶有權向交易機構申請取消售電公司的服務資格。

第八十六條保證金制度交易中心開通保證金專用銀行賬戶，售電公司需按核定資產總額的10%繳納保證金，低于200 萬元按200 萬元繳納,高于2000 萬元按2000 萬元繳納。交易申報時，可申報交易金額與保證金賬戶余額掛鉤。若售電公司服務用戶未按時繳清電費，則凍結該部分金額的保證金，用戶繳清電費后，被凍結的保證金解除凍結。

第八十七條票據開具電網公司依據交易中心出具的結算單向直接參與交易用戶和售電公司服務用戶收取電費，開具電費發票。售電公司與用戶之間的費用按照交易中心出具的結算單進行費用結算和支付。

第六節結算平衡機制

第八十八條為確保2018 年市場化交易順利實施，兼顧發、供、用三方合理利益，特建立市場化交易結算平衡機制。

第八十九條結算平衡機制建立（一）月度/日集中撮合交易中，購售電雙方成交價格價差部分。按集中撮合成交結果計算成交價差收益，然后根據購電主體側、電廠側成交電量的完成比例計算應提取的實際價差收益。成交價差收益=Σ（購售匹配成交電量×購售匹配成交價差）實際價差收益=成交價差收益×min{購電主體側成交量完成比例，電廠市場化電量成交比}（二）用戶結算少用偏差電費。（三）電廠結算少發偏差電費。

第九十條結算平衡機制實施范圍（一）根據上述結算平衡機制的建立，月度計提平衡資金。（二）平衡資金優先用于下調服務補償資金。（三）因保障系統安全需要的火電超發電量，經調度機構認定為上調服務電量，相應電量按國家批復上網電價進行結算，與月度交易電廠側平均成交價之間的差額電費由結算平衡機制處理。（四）火電長期備用資金等其他政府明確的用途。

第八章信息披露

第九十一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。

第九十二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。

第九十三條電網企業應當向交易中心披露的信息，包含但不限于：（一）電網結構情況，輸配電線路和變電站規劃情況，發電機組、電力用戶并網接入情況；（二）政府批準的輸配電價、銷售目錄電價及其他收費標準，電費結算信息；（三）供電服務信息。

第九十四條電力調度機構應當向交易中心披露的信息，包含但不限于：（一）關鍵輸電通道能力情況，關鍵設備檢修計劃等電網運行相關信息；（二）優先電廠及市場化電廠月度發電能力；（三）存在安全約束時，提供限制市場化交易的具體原因；（四）對交易計劃執行影響較大的事件；（五）交易計劃執行情況和偏差責任認定情況；（六）確定每月因保障系統安全需要的火電超發電量。

第九十五條發電企業應當向交易中心披露的信息，包含但不限于：（一）注冊信息及其變更情況；（二）機組技術信息；（三）與市場化交易有關的機組運行信息，如來水、來煤、發電能力、檢修、故障、改造、熱電聯產情況等。（四）與發電成本相關信息；（五）其他對交易履約有較大影響的事件。

第九十六條售電公司、用電企業應當向交易中心披露的信息，包含但不限于：（一）注冊信息、用電信息及其變更情況；（二）零售服務關系；（三）其他對交易履約有較大影響的事件。

第九十七條交易中心應當披露如下信息：（一）已注冊市場主體的基本信息；（二）交易規則及交易組織計劃；（三）市場供需信息、市場競價信息及成交信息；（四）交易計劃與執行情況，市場運行情況；（五）交易結算情況；（六）市場主體交易行為信用評價；（七）經授權發布的市場干預信息；（八）其他信息。

第九十八條交易中心應在電力交易開始前、交易過程中、交易結束后及時批露市場運行所需的相關信息。（一）交易開始前披露的信息至少應包含以下內容：1、市場需求側信息，包括省內、西電東送、境外用電預測；2、市場發電側信息，包括優先發電計劃電量、市場化電廠發電能力；3、市場可競價電量預測；4、電網阻塞管理信息；5、外送直流通道能力及交流聯絡線運行控制要求；6、交易事項及時間安排。（二）交易過程中，交易前披露的信息發生變化，并影響市場主體參與交易的，應及時進行重新披露；同一交易周期組織多個交易品種的，每個交易品種結束后應披露該交易品種交易情況，包括總體申報電量、總體成交電量、平均價格、最高價格、最低價格、成交電量明細。（三）交易結束后，應當對各類交易結果進行匯總后發布。

第九十九條市場主體申報的電量和電價，以及成交電價為私有信息，交易中心僅向當事市場主體披露。

第一百條除上述披露內容外，省級電力主管部門可以根據市場運行要求增加披露信息。

第一百〇一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、交易中心門戶網站和微信公眾號等進行披露。交易中心負責管理和維護電力市場交易平臺、公司門戶網站和微信公眾號，為其他市場主體通過交易平臺和門戶網站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。

第一百〇二條市場主體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。

第一百〇三條任何單位和個人不得泄露影響公平競爭和涉及用戶隱私的相關信息。

第九章市場爭議與干預處理

第一百〇四條發生以下爭議時，可通過雙方協商、市場管理委員會或省工信委等相關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。

第一百〇五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》、《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。

第一百〇六條集中撮合交易過程中，出現未成交的市場主體3 家及以上不屬于同一集團的電廠（或用戶、售電公司）申報電價各段均相同（申報限價除外），且該部分申報量占總申報量的比例達到20%及以上，或者其他異常報價，操作或控制市場化交易的行為，經省工信委、省認定后，相關電廠電量報價按無效報價處理，按照最低限價進行撮合，相關用戶或售電公司電量報價按無效報價處理，按照最高限價進行撮合。

第一百〇七條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。

第一百〇八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，交易中心和電力調度機構要及時向省工信委、省發改委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運行事件或不可抗力事件發生時。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。

第一百〇九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。

原標題:2018年云南電力市場化交易實施方案（征求意見稿）