第三章 市场准入与退出
第十三条参加市场交易的电力用户、售电企业、发电企业、经政府授权的电网企业以及独立辅助服务提供者，应当是具有法人资格、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）、电力用户经法人单位授权，可参与相应电力交易。
第十四条电力直接交易的市场准入条件：
（一）发电企业准入条件
1.依法取得核准和备案文件，取得电力业务许可证（发电类）；
2.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；
3.并网自备电厂在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；
4.与云南电网并网运行的境外发电企业，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。
（二）电力用户准入条件
1.符合国家产业政策，单位能耗、环保排放达到国家标准的全部专变工业用户（执行大工业电价的电量）全部参与电力市场化交易。其他用户按照电力市场开放的政策参与市场化交易，执行本实施细则；
2.一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用户、以及居民生活用户等优先购电用户，暂不参与市场化交易；
3.拥有自备电厂的用户应当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；
4.符合电网接入规范，满足电网安全技术要求。
（三）售电企业的准入条件按照《云南省售电侧改革实施方案》（云电改办〔2017〕1号）有关规定执行
第十五条独立辅助服务提供者的准入条件按照《电力中长期交易基本规则（暂行）》执行。
第十六条市场主体的准入与退出管理细则由昆明电力交易中心另行编制，国家能源局云南监管办公室和省级电力管理部门负责审定发布。发电企业、电力用户等市场主体参与电力市场交易，参照《售电公司准入与退出管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）有关规定履行注册、承诺、公示、备案等相关手续。
自愿参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场，取消目录电价，不得随意退出市场；符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户，可向售电企业（包括保底供电企业）购电；不符合准入条件的电力用户由所在地供电企业按目录电价提供供电服务。
参与跨省跨区直接交易的市场主体可以在任何交易机构注册，注册后可以自由选择平台开展交易。允许省外电力市场主体到昆明电力交易中心参与电力交易，执行本实施细则；云南省内发电企业和售电公司可在其他电力交易机构参与以用户、售电公司为购电主体的市场化交易。各电力交易机构对注册信息共享，无需重复注册。昆明电力交易中心根据市场主体注册情况和参与交易的省外市场主体情况，按月汇总形成自主交易市场主体目录，向国家能源局云南监管办公室、省级政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和昆明电力交易中心网站向社会公布。
第十七条市场主体变更注册或者撤销注册，应当按照本实施细则的规定，向昆明电力交易中心提出变更或撤销注册申请；经公示后，方可变更或者撤销注册。对已完成注册的市场主体不能继续满足市场准入条件时，经国家能源局云南监管办公室核实予以撤销注册。被撤销注册的市场主体，昆明电力交易中心对其有关注册信息和交易数据予以备份，至少保留1年。市场主体可向昆明电力交易中心提出数据查询申请，经审核通过后获得相关数据。
第十八条市场主体进入市场后又自愿退出市场的或被强制退出的，由省政府或者省政府指定的部门向社会公示，原则上3年内不得参与电力市场交易。退出市场的电力用户可向售电企业（包括保底供电企业）购电。
第十九条市场主体被强制退出或者自愿退出市场的，按合同约定和本实施细则承担相应违约责任，电力调度机构不再继续执行涉及的合同电量。
第四章 交易品种、周期和方式
第二十条交易品种包括电力直接交易（含跨境电量交易，下同）、跨省跨区电量交易、合约电量转让交易，以及辅助服务（交易）机制等。
具备条件时可开展分时（如峰谷平）电量交易，鼓励双边协商交易约定电力交易（调度）曲线。
跨省跨区电量交易按以下方式执行：政府间框架协议内电量按照优先发电合同执行；框架协议外跨省跨区送电以双边协商、集中竞价、挂牌等方式组织交易。
合约电量转让交易主要包括优先发电合同电量、直接交易电量、跨省跨区交易电量等合约电量的转让交易。
发电企业之间以及电力用户之间可以签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行双边合同电量时，经电力调度机构安全校核通过后，由另一方代发（代用）部分或全部电量，在事后补充转让交易合同，并报昆明电力交易中心。
第二十一条电力中长期交易主要按照年度、月度和日开展。有特殊需求时，也可以按照其他周期开展交易，必要时还可开展临时交易。
第二十二条电力中长期交易可采取双边协商、集中竞价、挂牌等方式进行。
（一）双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量（电力）、电价，形成双边协商交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。
（二）集中竞价交易指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，昆明电力交易中心考虑安全约束进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量（辅助服务）与成交价格等；鼓励按峰、平、谷段电量（或按标准负荷曲线）进行集中竞价。
（三）挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。
第二十三条具有直接交易资格的发电企业、电力用户和售电公司可以参与框架协议外跨省跨区电量交易，发电企业和电力用户也可以委托售电企业代理参与框架协议外跨省跨区电量交易，由市场主体自主决定。
电网企业、发电企业、售电企业可以代理小水电企业、风电企业等参与框架协议外跨省跨区电量交易，由市场主体自主决定。
保留在电网企业内部且没有核定上网电价的发电企业不参与跨省跨区交易。
第二十四条为优先吸纳清洁能源，市场化交易组织中，原则上应由清洁能源电厂优先成交。
第二十五条拥有优先发电合同电量、直接交易电量、跨省跨区交易电量等的发电企业，拥有直接交易电量、跨省跨区交易电量的电力用户和售电企业可以参与合约转让交易。直接交易电量、跨省跨区交易电量转让交易的受让方应符合市场准入条件。
享有优先发电政策的热电联产机组“以热定电”电量、余热余压余气优先发电电量、火电机组优先发电电量不得转让，可再生能源调峰机组优先发电电量可以进行转让。
第五章 价格机制
第二十六条电力中长期交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成，第三方不得干预；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。
第二十七条电力中长期交易中输配电价、相关的政府性基金与附加、交叉补贴等按国家的有关规定执行。
第二十八条跨省跨区输电价格按照价格主管部门有关规定执行。
第二十九条双边交易价格按照双方合同约定执行；集中竞价交易根据双方申报价格确定；挂牌交易价格以挂牌价格结算。
集中竞价采用价差定价的方式撮合成交；
价差＝购电申报价（上网侧）－售电申报价
售电成交价＝售电申报价＋价差×
购电成交价＝购电申报价－价差×
其中，、为价差分配比例，0≤≤1，0≤≤1，＋≤1。、定为0.1，购电成交价和售电成交价之间的剩余价差收益纳入结算平衡机制。
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（售电主体指符合准入条件的电厂，下同）与多个购电主体（购电主体指符合准入条件的电力用户和售电公司，下同）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，按购电主体申报电量成交；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比例分配售电主体申报电量。
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，按售电主体申报电量成交；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比例分配购电主体申报电量。
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比例分配购电主体申报电量；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比例分配售电主体申报电量。
第三十条框架协议内跨省跨区送电电量、送出价格由送受两省（区、市）政府协商确定。框架协议外跨省跨区送出价格通过双边协商、集中竞价、挂牌等方式形成。跨省跨区电量交易的电厂侧结算价格由受电侧落地价格扣减输配电价、线损电价倒推确定。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独或者另外收取；跨省跨区电量交易输电费用及网损按照实际计量的物理量结算。
第三十一条合约转让交易价格为合约电量的出让或买入价格，不影响出让方原有合约的价格和结算。省内合同电量转让、回购，以及跨省跨区合同电量回购不收取输电费和网损。跨省跨区合同电量转让应当按潮流实际情况考虑输电费和网损。
第三十二条双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易和挂牌交易（增量挂牌交易除外）中，为避免市场操纵及恶性竞争，根据市场实际供求关系设定申报价格上下限。最低限价暂定为0.13元/千瓦时，最高限价暂定为0.42元/千瓦时；增量挂牌交易不设限价。
