第三十四条挂牌交易
（一）月度集中连续挂牌交易月度集中连续挂牌交易（以下简称月度集中挂牌交易）分为两步进行，第一步是信息公示，第二步是售电主体与购电主体同时进行挂牌和摘牌。可参与交易的市场主体，售电主体为水电厂、风电场、光伏电厂、涉热机组火电厂，购电主体为用户、售电公司。
第一步：在信息公示时间内，有需求的市场主体双方在交易系统上公布挂牌电量和挂牌价格，且公示的电量作为挂牌和摘牌申报上限。市场主体公示时可自愿选择是否将公示电量和价格公示期结束后自动转为挂牌电量和价格。
第二步: 售电主体与购电主体同时进行挂牌和摘牌。
1、挂牌、摘牌售电主体、购电主体在电力交易平台上申报单段或多段挂牌（或摘牌）电量和价格。市场主体公示时选择将公示电量和价格公示期结束后自动转为挂牌电量和价格的，挂牌、摘牌申报开始后，其申报电量和价格默认为公示电量和价格。在交易过程中，双方均可新增申报或撤销已申报但还未成交的申报数据。
2、成交规则交易成交与申报同时进行，当购售电双方提交申报数据或申报数据发生变动时，即时进行成交匹配。
申报时间以交易系统服务器接受到申报数据时间为准。购电主体价格大于等于售电主体价格时匹配成交。售电主体按照申报电价从低到高顺序成交，申报价格相同时按照申报时间（申报后进行调整的按照调整时间）先后顺序成交，申报价格及时间相同时按照申报电量大小等比例成交。
购电主体按照申报价格从高到低顺序成交，申报价格相同时按照申报时间（申报后进行调整的按照调整时间）先后顺序成交，申报价格及时间相同时按照申报电量大小等比例成交。当售电主体申报电量大于等于购电主体申报电量时，则购电主体申报电量全部成交；当售电主体申报电量小于购电主体申报电量时，则售电主体申报电量全部成交。
售电主体成交电量等于购电主体成交电量。无约束预成交电量经调度安全校核后，电厂成交电量为调度校核后的成交电量，用户最终成交电量仍然为无约束预成交电量，不受电厂校核影响。电厂被校核电量作为偏差电量，事后进入合约转让交易由超发电厂承接。
3、成交价格购、售双方成交价格均为双方申报价格的平均值。
（二）增量挂牌交易为鼓励全年增加用电，尤其是汛期多消纳水电。2018 年1－4 月以2017 年1－4 月用电平均值为基数，2018 年5－12月以2017 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。
1、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。
2、挂牌、摘牌由购电主体挂牌，挂牌价格不设最低限价。挂牌结束后，售电主体摘牌。售电公司参与增量挂牌交易挂牌的电量为其服务用户的用电增量。
3、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。
4、成交价格购、售双方成交价格均为挂牌价格。
（三）补充挂牌交易根据政府要求，为稳定用电，促进清洁能源生产和消纳，对用户未成交电量或临时新增用电量可补充组织挂牌交易。
1、可参与交易的市场主体售电主体：水电厂、风电场、光伏电厂、火电厂；购电主体：用户、售电公司。
2、挂牌、摘牌由购电主体挂牌，挂牌结束后，售电主体摘牌。
3、成交规则摘牌结束后，优先由水电厂、风电场、光伏电厂、涉热机组火电厂成交，其次由非保障电网安全的火电厂成交，最后由保障电网安全的火电厂成交，火电厂可成交电量不够最小开机电量时，由单位能耗低的电厂优先成交。当电厂摘牌电量之和大于挂牌电量时，按电厂摘牌电量的比例进行成交；当电厂摘牌电量之和小于（或等于）挂牌电量时，电厂摘牌电量全部成交。
4、成交价格购、售双方成交价格均为挂牌价格。第三十五条日电量交易日电量交易是指市场主体之间进行次日发用电量交易。现阶段日电量交易仅在工作日开展（节假日在前一个工作日进行交易）。
（一）可参与交易的市场主体售电主体：水电厂、风电场、光伏电厂和当前已开机运行的火电厂；购电主体：满足日计量要求的用户自愿向交易中心提出日电量交易申请，审核通过方可参与；售电公司服务用户有日电量交易资格时，才能参与日电量交易。
（二）交易申报用户次日用电需求超出日电量交易申报基准值的部分，方可参与日电量交易。购、售电主体双方均申报单段电量和单一价格。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，下同）－月度交易累计完成电量]/本月剩余天数，基准值最小为0。其中，售电公司服务的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，计算日电量交易申报电量的基准值。
（三）成交规则撮合成交规则参照月度集中撮合交易执行。其中，市场化电厂中的水电厂、风电场、光伏电厂和涉热机组火电厂首先成交，若成交之后有电量缺额，再由其他开机运行火电厂进行成交
（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。
第三十六条交易中心在各类月度交易结束后，应当根据经安全校核后的交易结果，对年度分月结果和月度交易结果进行汇总，并于每月月底发布汇总后的交易结果。
第四节 合约转让交易
第三十七条电厂月度发电结束后，如月度交易电量（包括年度交易月度分解电量，下同）和优先发电计划电量未完成，则少发电量为月度负偏差电量，如月度交易电量和优先发电计划电量全部完成后还有超发电量的，超发电量为月度正偏差电量。电厂以下偏差电量可进行合约电量转让交易：
（一）负偏差电量中，月度市场化交易电量（含年度交易月度分解电量）的负偏差电量全部可以参与合约转让，且各类交易电量视为等比例转让；优先发电计划的负偏差电量不允许转让。
（二）正偏差电量全部可以参与合约转让。
第三十八条用户（售电公司）用电结束后，如月度交易电量未完成，则少用电量为月度负偏差电量，如月度交易电量全部完成后还有超用电量的，超用电量为月度正偏差电量。售电公司用电量为其服务用户用电量之和。用户（售电公司）以下偏差电量可进行合约电量转让交易：
（一）负偏差电量中，月度增量挂牌交易电量的负偏差电量不允许转让，其他月度交易电量可以参与合约转让，且各类交易电量视为等比例转让。
（二）正偏差电量全部可以参与合约转让。
第三十九条合约转让交易只能在电厂与电厂之间，用户（售电公司）与用户（售电公司）之间，用户与售电公司之间进行，售电公司以公司为单位参与交易。合约转让交易电量不能超过自身可转让的偏差电量，正偏差电量的一方为合约转让的受让方，负偏差电量的一方为合约转让的出让方。负偏差电量价格为负偏差电量在电力直接交易中成交的加权平均价。
第四十条每月交易计划执行完毕，相关发用电量数据确定后，交易中心公布市场主体交易电量执行偏差情况，并及时组织月度合约转让交易，对电厂依次开展合约协商转让、合约挂牌转让、同一发电集团合约转让交易，对用户、售电公司依次开展合约协商转让、合约挂牌转让交易。
（一）合约协商转让交易协商交易的出让方在电力交易平台填报出让电量，受让方予以确认后成交。优先转让自身原因少发电量。
（二）合约挂牌转让交易出让方在电力交易平台上申报单段挂牌电量，受让方申报摘牌对象和摘牌电量。优先转让自身原因少发电量。当摘牌电量大于或等于挂牌电量时，摘牌电量按比例成交，挂牌电量全部成交；当摘牌电量小于挂牌电量时，挂牌电量按比例成交，摘牌电量全部成交。
（三）同一发电集团合约转让交易合约挂牌转让交易结束后，对隶属于同一发电集团的电厂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，少发电量全部转让成交，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。
第四十一条全部合约转让交易结束后，仍有偏差电量的电厂，超发电量按上调服务价格机制结算，少发电量根据调度机构认定的偏差电量性质，按相应的结算价格机制处理；仍有偏差电量的用户，超用电量和少用电量按相应的结算价格机制处理。
第五节 零售服务
第四十二条售电公司服务的用户必须是符合准入条件且在交易中心注册的用户。用户在同一时期内只可选择一家售电公司购电。用户一旦选择某个售电公司，全部市场电量通过售电公司购买，三个月内不能变更售电公司，不能退出市场。
第四十三条售电公司在交易中心办理零售服务用户购电手续时，须将售电公司与用户签订的合同交至交易中心备案，并自愿依据双方合同按规定模板在交易平台填写售电公司向用户售电的合约价格等信息。
第四十四条售电公司在月度交易成交结果公布后的第一个工作日内，须将除增量挂牌交易电量外的其他月度各类交易成交电量（包括年度交易月度分解电量，下同）预分给相应服务的用户，预分价格默认为售电公司除增量挂牌交易电量外的其他月度各类交易成交电量的加权平均价，增量挂牌交易成交电量单独分配给具备增量挂牌交易条件的用户，预分价格为售电公司增量挂牌交易成交电量的加权平均价，并在交易系统中填报。
若未进行预分，则默认为平均分配。各售电公司须动态跟踪服务用户用电情况，在合约转让交易结束后的一个工作日内按户号在交易系统中分配用户最终成交电量和结算价格，交易中心按最终分配成交电量和结算价格对用户的双边协商交易和非双边协商交易（除增量挂牌外）进行结算和考核，分配规则如下：
（1）月度交易（包括年度交易月度分解电量、合约转让交易电量，不含增量挂牌交易，下同）成交电量和结算价格终分所有服务用户分配成交电量之和应等于售电公司月度各类交易总成交电量；分配给用户的结算价格不得高于售电公司月度各类交易成交价格的最高值，不得低于售电公司月度各类交易成交价格的最低值，且用户交易结算电量的加权平均结算价格等于售电公司除增量挂牌交易外月度交易电量的加权平均成交价Ps。售电公司服务用户为n 个，所有用户分配的结算价格应满足如下条件：若售电公司未按要求填报各用户按户号最终分配的月度成交电量和结算价格，则默认为按用户用电量大小等比例分配成交电量，结算价格为售电公司除增量挂牌交易外的月度交易电量的加权平均价。
（2）增量挂牌交易成交电量和结算价格终分增量挂牌交易电量的最终分配电量和价格仍为预分配电量和价格，不得更改。
第四十五条售电公司日交易成交的电量在日结算前应全部分配至具备日交易资格的用户，用户分配价格均为售电公司日交易电量成交价格，交易中心据此对用户进行结算和考核。
第六节 地方电力、配电公司参与交易
第四十六条地方电力公司完成厂网分开、确定输配电价格后用户方参与云南电力市场化交易。
第四十七条地方电力、配电公司应积极进行计量、营销等技术支持系统的建设或改造，实现与交易中心交易系统信息的互联互通，实现地区市场主体的统一注册管理、交易和结算。
第七节地州区域内电力交易市场
第四十八条在德宏、怒江等送出受阻且电价体系相对独立的地区，为充分消纳地区水电，鼓励地区工业企业生产，促进地方经济发展，根据地方政府政策（如硅电联动），发挥交易中心的平台功能和服务功能，组织地区电力市场化交易。
第四十九条地区电力市场参与的主体为地区内地调/县调调度的并网运行公用中小水电和大工业用户。地方大工业用户可自主选择参与地区电力市场或者参与全省电力市场。参与地区电力市场的，全部电量均与地区内中小水电进行交易购电。
第五十条组织地区电力市场按照地方政府政策、或双边协商、集中竞价等方式开展。鼓励交易电价与用电量大小、增长幅度、工业产品价格等进行联动，双方互利共赢。
第五章 辅助服务
第一节 火电长期备用
第五十一条为支持火电企业长期备用设备维护，开展月度长期备用市场。2004 年以前投产的110 千伏及以上电压等级并网不参与市场化的总调调度、省调调度、省地共调水电厂（除大朝山、漫湾、以礼河电厂）上网电量按照0.02 元/千瓦时分摊；市场化水电厂、风电场、光伏电厂上网电量（除调试电量）按0.01 元/千瓦时分摊；大朝山电厂2018 年分摊4389 万元，按月平均提取。
第五十二条火电长期备用的计算方法：
（1）保障电网安全稳定运行所需的火电机组容量（简称保安全装机容量）不计入长期备用，保安全装机容量=开机时间/月度总时间×开机机组装机容量。其中阳宗海电厂开两台及以上不同容量机组时，按照每台机组发电量等比例计算开机机组装机容量。
（2）火电厂竞争到市场化电量，其市场化电量的等效容量（简称市场化电量等效容量）不计入长期备用，市场化电量等效容量=市场化电量/(当月天数×24)。
（3）其余容量计入长期备用，火电厂月度长期备用容量=（装机容量－保安全装机容量－市场化电量等效容量）。
（4）系统需要火电支撑月份（4 至6 月），火电分配资金与电厂存煤情况挂钩，当火电存煤预警级别达到红色时，按上述计算的月度长期备用容量的90%对电厂进行备用结算。因电煤供应、设备等原因未能按调度机构要求开机的火电厂，当月长期备用容量由调度机构进行统计后上报省级电力主管部门认定。
第二节 月度平衡机制
第五十三条在保障电网安全、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（包括市场化交易合约电量、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，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。
第五十四条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，事后采用合约转让交易、上下调服务等方式进行平衡实现。
（1）上调服务清洁能源电厂完成所有合约电量（包括优先发电计划）后，有超发电量的视为上调服务。以月度集中交易（包括集中撮合和挂牌交易）中发电侧的加权平均成交价作为上调服务基准价格。
（2）下调服务电厂未完成的合约电量（包括优先发电计划）由调度机构进行事后认定，因保障系统安全、优先消纳清洁能源、减少系统弃水等原因造成的少发电量计入下调服务；因自身原因造成的少发电量不计入下调服务，按相应的价格机制进行考核；经调度机构认定因第三方原因（如不可抗力、政策调整等）导致电厂无法完成月度交易计划的少发电量按免责处理，不计入下调服务，也不进行考核。
