（1）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挂牌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，电厂申报摘牌电量及价格。
（2）成交规则、成交价格 本
增送电量的成交规则和成交价格同框架协议内西电东送电量挂牌交易。
（六）合约转让交易
合约转让交易开展月度交易，分为事前合约转让交易和事后合约转让交易。 1、事前合约转让交易
事前合约转让交易开展水水置换合约转让交易。
水水置换合约转让交易指有年及以上调节能力的水电厂（以下简称有调节能力的水电厂）和无调节能力的水电厂之间的合约转让交易，仅在每年的6-10月开展。
（1）当有调节能力的水电厂尚有调蓄能力，其他电厂有弃水时，有调节能力的水电可通过协商方式按其各类西电东送电量交易和省内市场电量交易成交电量的加权平均价出让交易成交电量，或将交易成交电量按各类西电东送电量交易和省内市场电量交易成交电量的加权平均价进行挂牌，由有弃水的电厂进行摘牌。
（2）当有调节能力的水电厂已无调蓄能力时，其他电厂需将前期承接电量按当期自身各类西电东送电量交易和省内市场电量交易成交电量的加权平均价偿还给有调节能力的水电厂。
（3）当其他电厂后期让出的交易电量不足以补偿有调节能力电厂让出的电量时，按前期置换电量的成交价格对有调节能力电厂进行补偿。其他电厂能够足额让出前期置换电量，但由于有调节能力电厂自身机组原因，以及由于来水差或者汛末蓄水任务等原因，导致不能全部承接置换电量时，则不能承接的电量不再补偿。
2、事后合约转让交易
事后合约转让交易开展水水置换合约转让交易、合约协商转让交易和水火置换合约转让交易。
月度交易执行完毕后，未完成合约电量的电厂与超发电厂按以下次序开展合约转让交易。
（1）水水置换合约转让交易
事后水水置换合约转让交易仅在每年的6-10月开展。
在事前水水置换合约转让交易中，若其他电厂摘牌电量小于有调节能力电厂挂牌电量，有调节能力电厂实际少发电量（以下简称“差额电量”）按其交易加权均价由其他实际超发电厂承接。当所有电厂实际超发电量之和大于差额电量时，承接电量=差额电量×电厂实际超发电量/所有电厂实际超发电量之和；当所有电厂实际超发电量之和小于差额电量时，电厂实际超发电量即为承接电量。其他电厂需在后期将承接电量按当期自身各类西电东送电量交易和省内市场电量交易成交电量的加权平均价偿还给有调节能力的水电厂。
（2）合约协商转让交易 1）交易方式
有超发电量的电厂与少发的电厂自愿协商进行合约转让交易。 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。
卖出合约方成交价格不得高于自身各类西电东送电量交易和省内市场电量交易成交电量的加权平均价，买入合约价格等于卖出合约价格。
（3）水火置换合约转让交易 1）交易方式
经合约协商转让交易后，仍存在少发的火电与仍存在超发的水电厂进行事后水火置换合约转让交易。当所有水电厂实际超发电量之和大于火电厂少发电量时，承接电量=火电厂少发电量×水电厂实际超发电量/所有水电厂实际超发电量之和；当所有水电厂实际超发电量之和小于火电厂少发电量时，水电厂实际超发电量即为承接电量。未进行转让交易的电量视为偏差电量，按偏差电量的考核方法进行结算。
2）成交价格
卖出合约方（火电）的卖出合约价格为其省内市场电量交易加权平均价格的80%，买入合约价格等于卖出合约价格。当此价格大于买入合约方目录电价时，买入合约方的成交价格等于买入合约方目录电价，价差收益按偏差平衡机制处理。
（七）月度预招标
电力交易中心公布月度集中竞价交易中发电侧的最低成交价（P16'）和平均成交价（P16''）。
电厂申报增发电量价格，申报价格限定在P16'和P16''之间。电厂月度预招标的申报价格作为调度机构安排发电计划的依据之一。
参与月度预招标的电厂，进行事后合约转让交易后仍存在的超发电量，按其月度预招标的申报价格结算。
未参与月度预招标的电厂，进行事后合约转让交易后仍存在的超发电量，按月度集中竞价交易的最低成交价结算。
（八）月度长期备用市场
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。火电机组提供长期备用服务，由系统统一购买，按各火电厂装机容量（除昆明、滇东、阳宗海、曲靖和宣威电厂保障电网安全稳定运行及热电联产火电机组外）比例分配长期备用成交容量。
三、交易校核
交易校核主要包括申报数据校核、网络约束校核和梯级水量匹配校核。 月度每种交易类型均按下述流程进行交易校核。
1. 申报数据校核。由交易机构负责对交易主体提交的申报数据进行校核，申报数据校核包括发电能力校核和其他申报约束规定校核。各发电企业在交易前需与调度机构沟通确认发电能力。发电能力评估原则如下：
（1）由政府发文确认大型年调节以上水库各关键节点时期内（枯水期末、平水期末、丰水期末、年末等）水位控制目标。
（2）用于计算水电发电能力的月度预计天然来水原则上不高于同期多年平均来水水平的1.1倍。
（3）对于具有年及以上调节性能水库或上游具有年及以上调节性能水库的水电厂，枯水期及平水期以全网水电不弃水且统调火电充分调减为前提，考虑系统平衡需求，以枯水期及平水期末政府确定水位为目标每月交易前确认下月末控制水位，综合考虑天然来水和月度水位控制目标核定相关水电厂月度发电能力。丰水期在考虑期末控制水位和各月预计天然来水情况下核定相关电厂各月发电能力。
（4）其他调节能力较弱或无调节能力水电厂，按预计天然来水，考虑发电设备和电网设备检修等确定对应发电能力。其中，对于具有季调节性能的水电考虑需在4-5月份拉水时，由调度机构在发电企业申报能力前明确水位控制目标。 2. 网络约束校核。交易技术支持系统根据调度机构提供的网络约束条件进行市场出清，形成满足网络约束的交易结果。网络约束受限区域内各电厂交易电量按装机等比例原则分配通道份额。双边协商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。
3. 梯级水量匹配校核。交易技术支持系统对满足网络约束的交易结果进行梯级水量匹配校核。当下游电站交易结果超出上游来水对应发电能力时，直接削减下游电站竞价电量。
日前增量交易校核中，电厂成交电量综合考虑系统需求和电厂发电能力进行校核。
四、结算
（一）购电主体结算 1、结算原则
（1）优先购电用户按目录电价和月度实际用电量进行结算。
（2）市场用户和售电企业首先进行日前增量交易电量结算和偏差电量结算，其次进行年度双边合同当月交易（以下简称场外月度交易）电量的结算和偏差电量结算；最后进行场内月度交易电量的结算和偏差电量结算。
2、市场用户和售电企业的结算步骤 （1）日前增量交易电量、偏差电量结算
日前增量交易按计量点进行交易电量、偏差电量结算。
1）市场用户和售电企业次日实际用电量Urd大于日前增量交易成交电量时，日前增量交易结算电量即为日前增量交易成交电量，超过日前增量交易成交电量的部分，计入月度交易用电量。
2）市场用户和售电企业次日实际用电量Urd小于日前增量交易成交电量时，日前增量交易结算电量即为实际用电量。
3）由于表计原因导致日用电量数据无法取得，日前增量交易结算电量为日前增量交易成交电量。
4）根据日前增量交易各日的实际结算电量和成交价格，计算加权平均价（Fd），加权平均价与累计结算电量（Ud）的乘积即为日前增量交易电量电费；未完成的日前增量交易电量超过日前增量交易成交电量的3%部分按0.03元/千瓦时的价格支付偏差电费，未完成的日前增量交易电量在日前增量交易成交电量的3%内，免除偏差电费。
（2）场外月度交易电量、偏差电量结算
市场用户和售电企业月度用电量Ur扣减日前增量交易累计结算电量Ud作为月度交易用电量Urt。即：Urt=Ur-Ud。市场用户或售电企业年度双边合同当月成交电量Ug，对应成交电厂月度交易发电量Qrt，则双边合同结算电量
Ugh=min{ Urt ，103%Ug，Qrt}。Ugh按双边合同约定价格顺加输配电价和政府性基金后的价格结算。
当Ugh≤Urt≤Ug ，Urt-Ugh按用户目录电价1.1倍结算； 当Ugh≤Ug≤Urt，Ug-Ugh按用户目录电价1.1倍结算。
（3）场内月度交易电量的结算和偏差电量结算场内月度交易用电量Urm=min{Urt-Ugh，Urt-Ug}。
场内月度交易按户号进行交易电量、偏差电量结算。场内月度交易用电量Urm按各户号、各计量点的实际用电量比例分配至各户号Urmh、各计量点，简称各户号、各计量点的场内月度交易用电量。
1）当某户号的Urmh大于该户号场内月度交易成交总电量Umh时，该户号总超用电量为（Urmh-Umh），总超用电量按超用计量点超用电量等比例分配至各超用计量点，作为各超用计量点的结算超用电量，按各计量点的目录电价结算。该户号下某计量点的场内月度交易用电量小于或等于场内月度交易成交电量，按该计量点场内月度成交价结算该计量点用电量；该户号下某计量点的场内月度交易用电量大于场内月度交易成交电量时，该计量点成交电量按成交价格结算，该计量点的场内月度交易用电量扣除成交电量和结算超用电量后剩余电量按少