第十三条电力调度机构的权利和义务：
（一）负责安全校核；
（二）按调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全；
（三）向交易中心提供安全约束条件和基础数据，配合交易中心履行市场运营职能；
（四）合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行，并对执行结果做好解释说明；
（五）按规定披露和提供电网运行的相关信息；
（六）法律法规规定的其他权利和义务。
第三章 市场准入与退出
第十四条交易中心按照《云南省售电侧改革实施方案》、《云南电力市场主体准入与退出管理实施细则》等规定对发电企业、售电公司、电力用户等市场主体的准入和退出进行管理。
第十五条发电企业分为优先电厂和市场化电厂。优先电厂指由地调/县调调度的并网运行公用中小水电及其他类型电厂、2004 年1 月1 日前已投产的并网运行公用水电厂（以该电厂第一台机组投运时间为准，下同）；市场化电厂指纳入省调电力电量平衡的风电场、光伏电厂、火电厂、2004 年1 月1 日后投产由总调调度、省调调度、省地共调电厂。新投电厂按上述原则划分电厂类别。优先电厂按本方案参与辅助服务，暂不参与电力市场化交易，发电上网电量由电网企业根据优先发电相关政策统一收购。根据地州区域电力市场的建立以及一般工商业用户逐步纳入市场化交易，相应逐步放开优先电厂发电计划。市场化电厂必须在交易中心进行注册，按本方案参与电力直接交易、合约转让交易、辅助服务。市场化电厂除了优先发电计划电量外，其余电量全部通过市场化竞争获得。机组如有新投调试电量，调试电量不参与市场化交易，按照调试电量相关价格政策执行。
第十六条用电企业分为优先购电用户和市场化用户。优先购电用户主要包括一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用户、居民生活用户等，优先购电用户由电网企业统一购电，按照政府定价向优先购电用户保障供电。市场化用户指符合国家产业政策、环保安全、节能减排要求并已在交易中心注册的全部专变工业用户（执行大工业电价的电量），同时根据政府要求、市场需求及技术条件成熟逐步支持一般工商业参与市场化交易。符合市场准入条件但未在交易中心注册的用户暂由电网企业按照政府定价承担保底供电服务。
省级电力主管部门发文明确同意参与市场化交易的重要公用事业、公益性服务行业用户，用户履行相关注册程序通过后，纳入市场化用户管理，按照本方案参与市场化交易。符合准入条件的用户一旦注册进入电力市场，当年内不能退出市场，无论是否有交易成交电量，全部用电量均按本方案由市场机制定价，不再执行目录电价。
第十七条售电公司按照相关规定在交易中心注册通过后，可按照本方案参与电力市场化交易购电，并向用户提供市场化交易零售服务。
第十八条交易中心根据市场主体交易行为评价和诚信记录，对市场主体的准入和交易业务权限等进行相应放开或限制。
第十九条电费、交易服务费未按时缴清的用户，保证金、电费、交易服务费未按时缴清的售电公司，交易服务费未按时缴清的电厂，不得参与市场化交易。
第二十条售电公司应在交易中心指定银行开通保证金专用银行账户，售电公司可申报交易电量与保证金账户余额挂钩，并按保证金相关管理办法执行。
第四章 交易组织
第一节 交易时序安排
第二十一条每年底组织开展次年年度交易。省内电量年度交易按照双边协商交易方式组织，协议外西电东送电量年度交易按照广州电力交易中心相关规则执行。
第二十二条月度交易前，确定月度优先发电计划。交易中心会同调度机构，根据省工信委公布的优先发电计划方案，并根据月度优先发电和优先购电电量平衡情况，形成电厂的无约束月度优先发电计划，经调度机构安全校核通过后，确定电厂月度优先发电计划。优先发电计划包括优先电厂可发电量、风电场和光伏电厂保居民电能替代电量、火电厂保障电网安全稳定运行所需电量、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、具有年调节能力及以上水库的水电厂调节电量、协议内西电东送计划分配电量、其他政策性电量（相应电量按省级政府有关部门政策执行）。风电场和光伏电厂保障居民电能替代电量根据居民电能替代需要的金额全年统筹平衡。其中，1 至5 月以及12 月风电、光伏电厂不安排保居民电能替代电量，需参与市场化交易，6 至11 月风电、光伏电厂全部上网电量均安排为保障居民电能替代电量，不参与市场化交易。
第二十三条省内电量月度交易采用双边协商、集中撮合、挂牌等方式进行。一般按照省内优先购电量挂牌交易、双边协商交易、集中撮合交易、挂牌交易（含增量挂牌交易）顺序组织，根据市场需要或其他必要情况，可对上述交易顺序进行调整，并提前告知市场主体。协议外西电东送电量月度交易组织按照广州电力交易中心相关规则执行。
第二十四条除落实国家指令性计划和政府间协议送电外，年度、月度交易优先开展省内交易，保障省内电力电量平衡，清洁能源电厂富余发电能力再参与协议外西电东送电量交易。
第二十五条日电量交易在工作日开市，市场买卖双方进行次日发用电量交易（节假日在前一个工作日进行申报交易）。
第二节 交易基本要求
第二十六条市场化电厂以厂为单位进行交易申报，申报电价为上网侧的绝对价格，为含环保电价、含税的价格。各电厂在某交易环节申报电量不超过发电能力扣减已成交电量和优先发电量。未开机火电厂（当月计划开机电厂除外）增加申报最小开机电量，一般不低于单台机组按稳燃出力运行7 天电量。若未开机火电厂成交电量低于申报的最小开机电量，则不成交。
第二十七条市场化用户以户号为单位进行交易申报，售电公司以公司为单位进行交易申报（包括双边协商交易、日交易在内的所有交易品种），申报电价为电厂上网侧的绝对价格。
第二十八条申报电量的最小单位为0.1 万千瓦时，申报电价的最小单位为0.001 元/千瓦时。除双边协商交易与增量交易外，为保证有序竞争和市场稳定，考虑2018 年供需关系，设置申报最低限价和最高限价，最低限价为0.13元/千瓦时，最高限价为0.42 元/千瓦时。
第二十九条交易组织应优先保障清洁能源生产和消纳，清洁能源电厂发电能力不足或未能成交的用电缺额，再由火电厂交易成交。
第三十条电厂所有电力交易申报、成交、结算均为上网侧电量。如果政府确定的优先发电计划为发电侧负荷的，则在交易申报扣减发电能力时对火电厂发电负荷按照7%的厂用电率进行折算至上网侧，对于清洁能源电厂不折算厂用电率，发电结束后应按照实际厂用电率将发电侧负荷折算至上网侧进行结算。
第三节 电力直接交易
第三十一条双边协商交易
（一）可参与交易的市场主体售电主体：水电厂、风电场、光伏电厂、涉热机组火电厂（省级电力管理部门明确）；购电主体：用户、售电公司。
（二）信息公示市场主体可在电力交易平台公示双边交易需求的电量、价格及联系方式等信息，其中电量、价格分月明确。市场主体在交易系统中填报公示信息即为同意向所有市场主体公开，是否进行信息填报由购售电双方自行决定，不影响双边协商交易。
（三）年度双边协商交易年度双边协商交易在上一年12 月15 日前申报。购、售电双方协商确定年度（或多年）双边交易合同，明确分月的交易电量和价格，由售电主体在规定时间内在交易系统中填报，购电主体在规定时间内进行确认。经调度机构安全校核后形成初始成交结果，交易双方根据初始成交结果签订年度双边交易合同，并交由交易中心备案，交易系统具备签订电子合同条件后，年度双边交易应签订电子合同，不再签订书面合同。购、售电主体双方签订年度双边交易合同时，不得自行更改经调度机构安全校核后形成的初始成交结果。
初始成交结果不作为执行依据，在月度交易时需再次进行复核，月度复核结果为最终成交结果，作为执行和结算依据。双边合同中必须明确违约、合同电量和电价调整等事宜，避免合同执行和调整可能出现的争议和纠纷。
（四）月度双边协商交易市场主体每月可协商确定次月或者本年度后续多个月度的双边交易电量，由售电主体在规定时间内在交易系统中填报，购电主体在规定时间内进行确认。月度双边协商交易不需要提交纸质合同至交易中心备案，交易系统具备签订电子合同条件后，月度双边交易应签订电子合同。
（五）双边协商补充交易经市场主体申请，交易中心可适时组织开展双边协商补充交易，由售电主体在交易系统中填报电量、价格，购电主体进行确认后申报数据生效。双边协商补充交易不需要提交纸质合同至交易中心备案，交易系统具备签订电子合同条件后，双边协商补充交易应签订电子合同。
（六）双边合同月度调整月度最后一个工作日前，交易主体可对年度和月度双边交易次月电量的价格申请调整，电量不可调整，由售电主体在交易系统填报经协商调整后的价格，购电主体进行确认生效，可不提交书面申请。
（七）月度安全校核月度双边交易申报结束后，交易中心将年度双边分月电量和月度双边交易次月电量提交调度机构进行安全校核。电厂双边合同电量因安全校核被调减时，等比例调减双边合同电量。双边合同实际成交电量以调度机构校核后交易中心发布的结果为准。
（八）双边合同月度电量互保电厂之间或用户（售电公司）之间可对双边合同成交电量进行互保。当一方无法履行合同时，向交易中心提交转让交易申请，电厂互保电量经调度机构安全校核通过后，由另一方互保部分或全部电量。
1、满足双边协商交易准入条件，需要互保电量的电厂和电厂之间、用户（售电公司）和用户（售电公司）之间，签订双边合同互保协议提交交易中心备案。
2、签订互保协议并备案后，后续月度，双方均可根据需要协商确定要转让的月度（含年度分月）双边合同对象和电量，在规定时间内，由合同出让方在交易系统填报，合同受让方进行确认，经调度机构安全校核后成交，成交电价为原合同电价，不可调整。互保电量转让成交后受让方负责成交电量的执行和所有责任，出让方不再对互保转让成交电量执行和负责。双边合同互保涉及的合同交易对象权责不受影响。
3、双边合同月度电量互保转让在月度交易结束后组织一次。
第三十二条省内优先购电量挂牌交易
（一）可参与交易的市场主体售电主体：水电厂、风电场、光伏电厂、涉热机组火电厂；购电主体：电网企业统一代理优先购电用户购电。
（二）挂牌、摘牌交易中心通过交易平台公布优先购电量的挂牌电量，挂牌电量=优先购电量预测值－优先发电量预测值，挂牌电量小于（或等于）零时，取消省内优先购电量的挂牌。挂牌价格暂按中小水电统一上网电价0.235 元/千瓦时执行。售电主体通过交易平台申报摘牌电量。
（三）成交规则摘牌结束后，当售电主体摘牌电量之和大于挂牌电量时，按售电主体摘牌电量的比例进行成交；当售电主体摘牌电量之和小于（或等于）挂牌电量时，售电主体摘牌电量全部成交。
（四）成交价格售电主体成交价格等于挂牌价格。
第三十三条集中撮合交易
（一）可参与交易的市场主体售电主体：水电厂、风电场、光伏电厂、涉热机组火电厂；购电主体：用户、售电公司。
（二）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；售电公司可采用单段或多段（不超过服务的用户数量）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。
（三）成交规则申报结束后，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。
（四）成交价格售电成交价=售电申报价，购电成交价=购电申报价。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。
