2.省内电量市场双边协商交易
（1）交易主体
竞争性用户，竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂。
（2）申报
电力交易中心每月开启次月月度协商交易，在交易时间内售电主体填报电量、价格，购电主体确认，月度最后一个工作日前双方可对价格进行调整。
（3）成交、校核
电力交易中心将购、售电主体双方填报结果提交调度机构进行安全校核，安全校核后的结果作为最终成交结果。
（4）成交价格
成交价格为售电主体申报价格。
3.省内电量市场集中撮合交易。
（1）交易主体
竞争性购电主体，竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂。
（2）撮合申报
售电主体可采用单段或多段（不高于3段）电量申报方式，申报总量不得大于其发电能力。每段电量申报两个意愿价格，第一意愿价格不低于第二意愿价格。
购电主体中，直接参与市场化交易的用户申报单段电量，每段电量申报两个意愿价格，第一意愿价格不高于第二意愿价格；售电公司可采用多段（不超过代理用户数量）电量申报方式，每段电量申报两个意愿价格，第一意愿价格不高于第二意愿价格。
（3）成交规则
购、售电主体申报电量首先以双方第一意愿价格撮合成交，剩余电量采用第二意愿价格撮合成交。撮合成交规则如下：
计算购电主体与售电主体价差，价差＝购电申报价-售电申报价。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：
一个售电主体与多个购电主体价差相同，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。
（4）成交价格
售电成交价=售电申报价+K1×价差，购电成交价=购电申报价-K2×价差，其中，K1=K2=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处理。
4.省内电量市场挂牌交易
（1）月度自主挂牌交易
月度自主挂牌交易分为三步进行，第一步是信息公示，第二步是电厂挂牌，用户摘牌；第三步是用户挂牌，电厂摘牌。
第一步：在信息公示时间内，有需求的电厂和用户在交易系统上公布单段挂牌电量和挂牌价格。
第二步:电厂挂牌，用户摘牌
1）挂牌、摘牌
竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂在电力交易平台上申报单段挂牌电量和挂牌价格（上网侧）,用户申报摘牌电量。
2）成交规则
当用户摘牌电量大于电厂挂牌电量时，用户按摘牌电量比例分配电厂挂牌电量；当用户摘牌电量小于或等于电厂挂牌电量时，用户全部电量成交。
3）成交价格
用户的成交价格为对应成交电厂的挂牌价格。
第三步:用户挂牌，电厂摘牌
1）挂牌、摘牌
用户在电力交易平台上申报单段挂牌电量和挂牌价格（上网侧），竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂、火电厂申报摘牌电量。
2）成交规则
市场化电厂中的水电厂、风电场、光伏电厂首先成交。市场化电厂中的水电厂、风电场、光伏电厂成交之后，若有电量缺额，再由市场化电厂中的火电进行成交，非保障系统安全的火电先成交，成交之后仍有电量缺额，由保障系统安全的火电机组成交。
当电厂摘牌电量大于挂牌电量时，电厂按摘牌电量比例分配用户挂牌电量；当电厂摘牌电量小于或等于用户挂牌电量时，电厂全部电量成交。
3）成交价格
电厂的成交价格为对应成交用户的挂牌价格。
（2）月度增量挂牌交易
用户2017年1—4月以2016年1—4月用电平均值为基数，超基数用电部分可参与增量挂牌交易；2017年5—12月以2016年5—12月用电平均值为基数，超基数用电部分可参与增量挂牌交易。增量挂牌交易不设最低限价。
（3）临时挂牌交易
根据市场需求及政策需要适时开展临时挂牌交易。
5.框架协议外西电东送增送电量挂牌交易
（1）交易主体
由电网企业代理购电，竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂参与。遵循“省内市场优先，外送消纳次之”的原则，参与西电东送增量交易的电厂，需优先满足省内月度电量交易。有拉水压力和弃水风险的电厂参与框架协议外西电东送增送电量挂牌交易。
（2）挂牌、摘牌
增送电量的挂牌价格在框架协议内西电东送电量价格的基础上进行调整。电力交易中心对框架协议外的增送电量和价格进行挂牌。竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂申报摘牌电量。
（3）成交规则
统筹考虑对西电东送通道的安全支撑、保障西电东送通道充分利用、以及国家核准文件中明确承担“西电东送”开发任务的水电厂等情况，框架协议外西电东送增送电量挂牌交易由500kV电压等级并网的市场化水电厂优先成交。500kV电压等级并网的市场化水电厂成交之后，若有电量缺额，再由其他电厂进行成交。
当电厂摘牌电量大于挂牌电量时，电厂按摘牌电量比例分配挂牌电量；当电厂摘牌电量小于挂牌电量时，未成交的增送电量如实际安排了送电，则月度发电结束后，根据各市场化水电厂、风电场、光伏电厂超发电量等比例对未成交的增送电量进行分配，按照电厂挂牌成交的规则进行结算。
（4）成交价格
电厂的成交价格为挂牌价格。
若省政府相关部门、广州电力交易中心出台西电东送有关政策和交易规则，交易组织方式按规定进行调整。
（六）日前电量交易
日前电量交易是指竞争性售电主体与竞争性用户之间进行次日发用电量交易。现阶段日前电量交易仅在工作日开市（节假日在前一个工作日进行申报交易）。
1.交易主体
满足日计量要求的竞争性用户自愿向电力交易中心提出日前电量交易申请，审核通过方可参与。售电公司只能代理有日前电量交易资格的用户参与日前电量交易。
竞争性售电主体中的水电厂、风电场、光伏电厂和当前已开机运行的火电厂。
2.撮合申报
竞争性售电主体按厂、竞争性用户（包括售电公司代理用户）按户号申报单段电量和单一价格。竞争性用户次日用电需求超出日前电量交易申报基准值的部分，方可参与日前电量交易。
用户日计量数据能够采集时，用户日前增量申报基准值=〔用户月度交易总成交电量（含年度合同分月电量）-月度交易累计完成电量〕/本月剩余天数。用户日计量数据无法按时采集时，用户日前增量申报基准值=〔用户月度交易总成交电量（含年度合同分月电量）〕/本月天数。其中，售电公司代理用户按月度交易预分成交电量作为用户月度交易总成交电量（含年度合同分月电量），计算日前电量交易申报电量的基准值。
3.成交规则
市场化电厂中的水电厂、风电场、光伏电厂首先成交。市场化电厂中的水电厂、风电场、光伏电厂成交之后，若有电量缺额，再由市场化电厂中的火电进行成交，非保障系统安全的火电先成交，成交之后仍有电量缺额，由保障系统安全的火电机组成交。
撮合成交规则参照月度集中撮合交易执行。
4.成交价格
售电成交价=售电申报价+K1×价差，购电成交价=购电申报价-K2×价差，其中，K1=K2=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处理。
（七）月度合约转让交易
电厂月度上网电量结完月度所有合约电量（含日交易电量、年度双边合同分月电量、月度双边协商交易电量、月度集中交易电量、各类计划分配电量）后仍有剩余电量则为超发电量。如因上网电量不足，造成月度交易电量未完成，则为少发电量。
月度交易执行完毕后，月度合约转让交易在有超发和少发电量的市场化电厂间开展，其中年度、月度双边协商的合约偏差电量不能进行月度合约转让交易。
月度合约转让交易依次开展合约协商转让交易、同一发电集团合约转让交易。
1.合约协商转让交易
（1）交易规则
有超发电量的市场化电厂与少发电量的市场化电厂自愿协商进行合约转让交易，优先转让自身原因少发电量。
（2）成交价格
合约协商转让交易的成交价格由交易双方协商确定，买入合约价格等于卖出合约价格。
2.同一发电集团合约转让交易
（1）交易规则
合约协商转让交易结束后，对隶属于同一发电集团的少发电量和超发电量进行合约转让交易，优先转让自身原因少发电量。
当集团少发电量小于超发电量时，少发电量全部成交，按超发电量的比例分配各超发电厂的成交电量。当集团少发电量大于等于超发电量时，超发电量全部成交，按少发电量的比例分配各少发电厂的成交电量。
（2）成交价格
少发电量竞争性售电主体的合约出让成交价格为自身各类月度交易成交电量（不包含年度、月度双边协商的合约电量）的加权平均价（P0），多发电量竞争性售电主体合约承接价格等于合约出让成交价格。
（八）清洁能源交易机制
在保障电网安全、电力供应的前提下，统筹国家关于清洁能源利用政策以及云南省能源结构特性等，遵循充分利用云南省清洁能源原则执行市场化交易计划。非输电阻塞区域风电场和光伏电厂，在不造成水电厂未按交易计划（包括市场交易合约电量、优先发电量及其他分配电量）安排发电产生弃水的情况下其发电量全额收购。输电阻塞区域风电场和光伏电厂的发电量，统筹优先收购同一区域内优先发电量后的剩余通道能力、同一区域内市场化电厂市场化交易电量、风电场和光伏电厂发电能力，遵循公平、充分利用电力外送通道送电能力原则消纳。
调度机构在实际调度过程中考虑保障系统安全、优先吸纳清洁能源、减少系统弃水等因素，安排火电厂、有调节能力的水电厂等电厂少发，采用清洁能源交易机制对电厂间的不平衡电量进行转让。清洁能源交易机制主要通过月度平衡机制实现。
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