（1）售电主体：竞争性售电主体。
（2）购电主体：符合国家产业政策和环保、节能减排要求的全部专变工业用户（执行大工业电价的电量）和售电公司。
符合日前增量交易标准的购电主体名单由电力交易中心发布，名单内购电主体自愿参与日前增量交易。名单外购电主体自愿向电力交易中心提出申请，满足计量要求的方可参与日前增量交易。
不参与日交易的购电主体可以采用委托所属供电单位代报或自行申报等方式，参与日交易的购电主体所有交易须自行在交易系统中申报。
3、交易方式 （1）年度交易 1）年度双边合同
购售电主体参照《云南省电力用户与发电企业直接交易试点方案》（云发改能源〔2014〕1188号）文件签订的年度双边交易合同，合同电量不超过按装机等比例原则所分配的电力外送通道平均送电能力，须在规定的关闸日之前提交至电力交易中心进行备案。
2）集中竞价预交易
年度集中竞价预交易按月申报、按月成交。年度集中竞价预交易的申报数据作为月度集中竞价交易申报数据的约束条件，成交结果不作为结算依据。
（2）月度交易
月度集中竞价交易前，电力交易中心将年度双边合同中月度直接交易电量交由调度机构进行校核，形成有约束的成交结果，向成交的购售电主体公布。年度双边合同月直接交易电量需要变动，购售电主体需在月度集中竞价交易前两个工作日告知电力交易中心，并在交易平台上填报变动后的直接交易电量。电力交易中心、调度机构按日跟踪双边合同完成进度，即时调整电厂发电计划，尽可能实现双边合同内电量发用电匹配。
场内月度交易依次开展集中竞价交易和挂牌交易。 1）集中竞价交易 ① 竞价申报
售电主体月度集中竞价的申报电量只能在年度分月申报电量扣除已成交电量后的70%－130%内进行调整。
本竞价环节售电主体可以采用单段或多段（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，校核时按撮合时采用的申报价格从高到低的顺序削减电量。购电主体按结算用计量点分别申报，每个计量点申报一个电量，申报两个意愿价格，第一意愿价格不高于第二意愿价格。
② 成交规则
首先购、售电主体申报电量以双方第一个意愿价格撮合成交，未成交电量采用第二个意愿价格撮合成交。撮合成交规则如下：
第三类优先电厂首先成交。第三类优先电厂成交之后，若有电量缺额，再由非优先电厂进行成交，非保障系统安全的火电机组先成交，成交之后仍有电量缺额，由保障系统安全的火电开机机组成交。若非优先电厂某机组（除保障电网安全稳定运行开机机组外）初步成交电量低于申报的最小开机电量，则该机组成交电量置零。
按购电主体计量点申报电量由大到小确定用户侧成交顺序，申报电量相同时，按购电折价从高到低确定成交顺序；计算该购电主体与所有售电主体价差，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：
一个用户与多个电厂价差相同，当用户申报电量大于（或等于）电厂申报电量之和时，按电厂申报电量成交；当用户申报电量小于电厂申报电量之和时，按照电厂申报电量比例分配用户申报电量。
多个用户与多个电厂价差相同，当电厂申报电量之和大于（或等于）用户申报电量之和时，按电厂申报电量比例分配用户申报电量；当用户申报电量之和大于电厂申报电量之和时，按用户申报电量比例分配电厂申报电量。
③ 成交价格
价差＝购电折价-售电申报价，购电折价＝购电申报价-输配电价（含线损电价）-基金及附加。
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=0.35。售电成交价高于目录电价时取目录电价，差额部分按偏差平衡机制处理。
购电成交价和售电成交价之间的剩余价差收益按偏差平衡机制处理。 2）撮合未成交用户挂牌交易
① 挂牌、摘牌
撮合未成交用户在集中撮合中申报第二意愿价格的调价幅度（相对于目录电价）低于集中撮合交易的平均成交调价幅度时，对用户未成交电量和第二意愿价格的调价幅度进行挂牌。电厂申报摘牌电量。
第三类优先电厂首先进行成交，剩余部分非优先电厂成交。用户侧按照用户调价幅度从小到大的顺序成交，用户集中撮合申报的第二意愿价格扣减政府基金和线损后的价格不低于电厂目录电价扣减调价幅度后的价格方可成交。当用户电量大于电厂摘牌电量时，电厂全部电量成交，用户按等比例成交分配电量，当用户电量小于等于电厂摘牌电量时，用户全部电量成交，电厂按等比例分配成交电量。
③ 成交价格
用户的成交价格为集中撮合申报的第二意愿价格，电厂的成交价格为国家批复上网电价扣减成交用户对应的调价幅度。
3）绝对价格挂牌交易 ① 挂牌、摘牌
明确参与月度挂牌交易的用户范围及挂牌价格（折算至发电侧）。用户在电力交易平台上申报挂牌电量和挂牌价格，电厂申报摘牌电量。
② 成交规则
第三类优先电厂首先进行成交，剩余部分非优先电厂成交。当第三类优先电厂摘牌电量之和大于用户挂牌电量时，按摘牌电量的比例进行成交；当第三类优先电厂摘牌电量之和小于（或等于）用户挂牌电量时，第三类优先电厂按摘牌电量成交，电量缺额由非优先电厂进行成交。
非优先电厂的成交规则同第三类优先电厂的成交规则。 ③ 成交价格
当电厂的目录电价大于（或等于）挂牌价格时，电厂的成交价格为挂牌价格；当电厂的目录电价小于挂牌价格时，电厂的成交价格为目录电价，目录电价与挂牌价格之间的价差收益按偏差平衡机制处理。
4）价差挂牌交易
① 挂牌、摘牌
用户对电量和价差进行挂牌。电厂申报摘牌电量。 ② 成交规则
第三类优先电厂首先进行成交，剩余部分非优先电厂成交。用户侧按照用户价差从小到大的顺序成交，用户申报价格（等于目录电价扣减价差）扣减政府基金和线损后的价格不低于电厂目录电价扣减价差后的价格方可成交。 当用户电量大于电厂摘牌电量时，电厂全部电量成交，用户按等比例成交分配电量，当用户电量小于等于电厂摘牌电量时，用户全部电量成交，电厂按等比例分配成交电量。
③ 成交价格
用户的成交价格为目录电价扣减价差，电厂的成交价格为国家批复上网电价扣减成交用户的价差。
（3）日前增量交易
日前增量交易只进行增量交易，日前增量交易采用集中竞价方式。日前增量交易中，售电主体仅第三类优先电厂和当前已开机的火电机组参与交易。
1）竞价申报
电厂申报增发电量和价格，用户申报增用电量和价格，电厂和用户均只申报单段电量和单一价格。电厂和用户日前增量交易的申报电量原则上不能超过日申报电量最大值，特殊情况下，购售电主体日增量发电或用电需求超过日申报电量最大值，向电力交易中心提出申请处理。
电厂日申报电量最大值={[月发电能力-（本月已发电量-本月日前增量交易累计成交电量）]/本月剩余天数}*40%+月度撮合交易未成交电量/本月天数。 用户日申报电量最大值={[月申报电量-（本月已用电量-本月日前增量交易累
计成交电量）]/本月剩余天数}*40%+月度电量交易未成交电量/本月天数。
除新投产用户和恢复生产用户之外，未参与月度申报的用户不得参加日前增量交易。
除新投产电厂外，未参与月度申报的电厂不得参加日前增量交易。 新投产用户或恢复生产用户，若有意愿参加日前增量交易，需向电力交易中心预先提交本月用电需求预测，日前增量交易申报电量根据实际用电需求申报。
新投产电厂，需向电力交易中心预先提交本月发电需求预测，日前增量交易申报电量根据实际发电需求申报。
2） 成交规则
第三类优先电厂首先成交。第三类优先电厂成交之后，若有电量缺额，再由非优先电厂进行成交。
按价差从大到小原则确定成交对象、成交电量和成交价格，价差为负不能成交。
价差相同时，按以下原则成交：
一个电厂与多个用户价差相同，当电厂申报电量大于（或等于）用户申报电量之和时，按用户申报电量成交；当电厂申报电量小于用户申报电量之和时，按照用户申报电量比例分配电厂申报电量。
一个用户与多个电厂价差相同，当用户申报电量大于（或等于）电厂申报电量之和时，按电厂申报电量成交；当用户申报电量小于电厂申报电量之和时，按照电厂申报电量比例分配用户申报电量。
多个用户与多个电厂价差相同，当电厂申报电量之和大于（或等于）用户申报电量之和时，按电厂申报电量比例分配用户申报电量；当用户申报电量之和大于电厂申报电量之和时，按用户申报电量比例分配电厂申报电量。
3）成交价格
价差＝购电折价-售电申报价，购电折价＝购电申报价-输配电价（含线损电价）-基金及附加。
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。售电成交价高于目录电价时取目录电价，差额部分按偏差平衡机制处理。其中，K1=K2=0.35，购电成交价和售电成交价之间的剩余价差收益按偏差平衡机制处理。
（五）框架协议外西电东送电量交易 1、交易周期：月度交易。 2、准入条件
（1）售电主体：第三类优先电厂。
（2）购电主体：框架协议外的增送电量，由电力交易中心进行挂牌。 3、交易方式：挂牌交易 本