国网新疆电力公司，国电新疆电力有限公司，华电新疆发电有限公司，华能新疆能源开发公司，中电投新疆能源化工集团，大唐新疆能源开发有限公司，神华国能集团新疆公司，新疆天山电力股份有限公司，各有关电力企业及电力用户：
为深化电力体制改革，促进电力市场公平开放，推动电价形成机制建设，加快新疆区域电力用户与发电企业直接交易工作进程，根据《国家能源局综合司关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》(国能综监管[2013]258号)和自治区人民政府印发的《新疆电力用户与发电企业直接交易试点实施方案(试行)》(新政发[2014]78号)文件精神，我办制定了《新疆电力用户与发电企业直接交易实施细则(试行)》，现印发给你们，请认真贯彻执行。
附件新疆电力用户与发电企业直接交易实施细则(试行)
1. 总则
1.1 目的
为深化电力体制改革，发挥市场在资源配置中的决定性作用，进一步规范和推进电力用户与发电企业直接交易(以下简称直接交易)，放开用户电力采购和发电企业电力销售的自主权，完善电价形成机制，促进规范透明的市场交易机制建设，实现电力交易的公开、公平、公正，制订本细则。
1.2 依据
本细则依据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能源法》、《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》(电监市场〔2009〕20号)、《关于开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》(国能综监管〔2013〕258号)、《关于规范电力用户与发电企业直接交易有关工作的通知》(国能综监管〔2013〕506号)等国家有关法规、规程、行业标准、文件，按照国家发改委《关于核定新疆维吾尔自治区电力用户与发电企业直接交易输配电价的批复》(发改办价格[2014]1782号)文件和自治区人民政府《关于印发新疆电力用户与发电企业直接交易试点实施方案(试行)的通知》(新政发[2014]78号)文件确定的原则，结合国家电网公司编制的《电力用户与发电企业直接交易运营规则》和国内直接交易试点省执行的实施细则，进行编制。
1.3 适用范围
本细则适用于新疆维吾尔自治区统一电力市场开展的直接交易，参与直接交易的所有市场主体必须遵守本细则。
近期，主要在新疆境内开展直接交易;随着电力市场建设的逐步推进，将逐步开展跨区跨省直接交易，其实施细则另行制定。
1.4 原则
1.4.1 坚持市场化方向和市场主导的原则。在发电和用电侧引入市场竞争机制，公平开放电网，通过价格信号反映电力市场供需情况，发挥市场配置电力资源的作用。
1.4.2 坚持“安全第一”的方针，维护电力调度秩序，确保电力系统安全稳定运行和电力有序供应。
1.4.3 坚持节能减排原则，促进产业结构优化调整。参与试点的电力用户和发电企业必须符合国家产业政策和有关节能环保的要求。
1.4.4 坚持稳妥推进的原则，兼顾各方利益，控制市场风险，促进可持续健康发展。直接交易应建立运营规则和统一的交易平台，实施有效的市场监管，规范有序地开展试点工作。
1.4.5 坚持“公开、公平、公正”原则，建立规范透明的交易机制，交易主体自愿参与、自主选择交易方式。
1.5 交易品种
1.5.1 按照交易期限，直接交易分为中长期、年度、月度交易，其中，中长期交易的执行时间为未来二至五年，年度交易的执行时间为下一年度，月度交易的执行时间为下一月度。
1.5.2 按照交易组织方式，直接交易分为双边协商交易、集中撮合交易。
1.5.3 中长期交易和年度交易电量应分解到月度，并按月进行月度电量结算，年终进行清算偏差电量;偏差电量应按照已签订的《直接交易合同》执行。
1.6 交易电量
1.6.1新疆电网直接交易电量根据电力市场改革进程和市场需求、企业的承受能力等进行合理安排。现阶段年度交易电量暂按政府印发方案执行。
1.6.2 新疆电网直接交易电量实行总量目标管理。当所有直接交易电量之和超出总规模时，优先匹配的电量先中标，最后匹配相同时的电量等比例中标(即最后超出电量在中标电量中等比例扣减)。
1.6.3 新疆电网直接交易电量在发电企业年度基数电量之外单列，发电企业直接向用户供电的发电容量试点阶段暂不剔除。后期随着直接交易规模逐步扩大，按照签订的直接交易合同电量剔除相应比例的发电容量，电力主管部门不再对这部分剔除容量分配基数电量，其交易实施细则另行修改和确认。
1.6.4 当电力用户、发电企业直接交易出现偏差电量，按实施细则和三方签订的《直接交易合同》执行。
1.6.5参加直接交易的发电企业和用电户与电网企业的调度、结算等关系不变，由电网企业分别与用电户和发电企业进行结算。用电户直接交易的电力电量限于生产自用，不得转售或者变相转售给其他用户。
1.6.6 新疆电网内直接交易原则通过现有公用电网线路实现，确需新建、扩建或改建线路的，应符合新疆电网发展规划，由电网企业按投资管理权限申请核准、建设和运营。用电户已有自备电力线路并符合国家有关规定的，经能源监管机构组织安全性评价后，委托电网企业调度、运行，可用于输送直接交易的电力、电量。
1.7 其他
1.7.1 本细则中涉及电力的量纲为兆瓦(MW)，电量的量纲为兆瓦时(MWh)，电价的量纲为元/兆瓦时(元/ MWh)。
1.7.2 本细则规定的交易组织日期为原则性意见，市场运营组织机构可以根据国家法定节假日、公休日情况进行调整，实际日期必须至少提前一个月进行公告。
2. 市场管理
2.1 市场主体、运营机构职责
2.1.1. 市场主体包括电力用户、发电企业和电网企业。市场运营组织机构包括电网企业所属的电力交易中心、电力调控中心等相关部门。
(1)电力用户：指符合准入条件、完成注册手续的电力用户。
(2)发电企业：指符合准入条件、完成注册手续的发电企业。
(3)电网企业：指符合准入条件、完成注册手续的电网企业。
2.1.2 电力用户按照政府确定的规定进入或退出直接交易市场，负责自身的安全用电和计划用电，参与市场交易，履行交易合同及协议、披露相关信息，按合同及协议约定的时间、数量在计量点接受发电企业生产经电网企业输送的电能，并按合同约定足额支付电费。电力用户应遵守《供用电合同》、所在电网的调度运行规程和政府部门有关需求侧管理规定，并按需求侧管理规定参与调峰、错峰、避峰用电。
2.1.3 发电企业按规定进入或退出直接交易市场，负责生产符合国家标准和电力行业标准的电能，参与市场交易、履行交易合同及协议、披露相关信息，按合同及协议约定的时间、数量在计量点向购电方送出电能，并按合同及协议约定收取售电费。发电企业应遵守并网调度协议，服从电力统一调度，按照国家标准、电力行业标准、调度规程运行和运维自身电厂，确保发电机组的运行能力达到国家有关部门颁发的技术标准和规则的要求，维护电力系统安全、优质、经济运行。
2.1.4 电网企业应公平、公正地向直接交易双方开放电网和提供输配电服务，并按规定向交易双方提供用电安全、质量等辅助服务及电力调度信息，将直接交易合同、输配电服务合同、市场主体的注册信息、直接交易结果等报自治区电力行政主管部门、能源监管机构备案。电网企业根据国家批复的输配电价收取输配电费用，暂不收取辅助服务费。
2.1.5 新疆电网内电力用户与发电企业直接交易由电网企业负责组织实施、运营管理、电量结算、安全校核和电量计划执行等工作。主要负责提供输配电服务和直接交易运营管理，负责建设、运营和公平开放电网，管理电力调度和交易平台，按规定提供输配电、系统平衡控制、交易组织与执行、计量与结算等相关服务。电网企业及其下属市场运营机构的主要职责包括：
(1)负责管理市场主体的注册、注销、变更;负责组织开展中长期、年度和月度直接交易;负责直接交易合同及协议管理;负责根据直接交易合同及协议编制月度交易计划;负责直接交易电量结算和统计分析;负责发布电力市场信息;负责按照交易规则对市场采取干预措施;负责电力交易平台(含电力市场交易运营系统，简称交易运营系统)的管理;负责直接交易相关业务咨询。
(2)负责所辖电力系统的调度运行，保持电网安全稳定运行，保持实时电力电量的平衡; 负责电网安全分析，提供直接交易相关的电网运行、检修信息; 负责编制、执行发电、输变电设备检修计划;负责各类直接交易的安全校核和输电阻塞管理;负责执行各类直接交易合同，根据月度交易计划编制调度运行计划，并组织落实。
(3)负责电力交易平台(含交易运营系统)建设、运行和维护;负责电量抄录和直接交易电费结算;负责执行有序用电方案;负责计量关口点和计量装置管理等。
2.2 市场准入与退出
2.2.1. 准入条件设置原则
2.2.1.1 符合国家产业政策。参与交易的电力用户和发电企业必须符合国家产业政策和有关节能环保的要求。
2.2.1.2 确保电网安全稳定。科学设定直接交易范围和步骤，保障电网安全可靠运行，保障电力有序供应。
2.2.1.3 保障电力普遍服务。充分考虑新疆电网不同价区和电价交叉补贴问题，维护电力市场公平和社会整体公平，维护电网企业实施电力普遍服务能力。
2.2.1.4 促进市场化机制形成。优先选择市场竞争意愿较强、运行管理水平较高的大用户开展直接交易，促进市场化竞争机制加快形成和完善。
2.2.2. 市场准入条件
2.2.2.1 参加直接交易的电力用户、发电企业，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体;内部核算的电力用户、发电企业经法人单位授权，可参与直接交易。
2.2.2.2 参与直接交易的电力用户，应按照《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》(电监市场[2009]20号)文件规定，且必须符合国家《产业结构调整指导目录》等国家和自治区产业政策并且环保达标，或其单位能耗低于自治区同行业平均水平。鼓励战略性新兴产业和能效标杆企业，以及实施工业领域电力需求侧管理，实现用电科学、有序、节约、高效的企业参与直接交易。
2.2.2.3 现阶段参与直接交易的用电户电压等级为110千伏及以上的工业用户(含有自备电厂的用户)。根据国家政策和直接交易工作进展情况和自治区试点情况，逐步放宽市场主体准入条件，即扩大至35千伏及以上的高新技术企业、战略性新兴产业用电户，以及具备条件的自治区级及以上的工业园区、经济开发区、边境经济合作区等的工业用户，其参与直接交易细则另行确定。
2.2.2.4 参加直接交易的发电企业应为符合国家基本建设审批程序，取得发电业务许可证，已转商业运营，并且环保排放达标的单机容量30万千瓦及以上的公用火力发电企业。
2.2.3. 进入与退出机制
2.2.3.1符合准入条件的用电户和发电企业可在自愿、互利的基础上，自主协商交易电量、交易价格，签订年度直接交易合同，按照规定提供直接交易所需信息。不愿选择市场竞争的大用户，按照政府核定的目录电价向电网企业购电，执行供用电合同;不符合市场准入条件和不愿选择市场竞争的发电企业，按照政府批复价格和同类同权分配基数电量确定的原则安排，向电网企业供电。参与跨省跨区外送电和发电权交易的按照其规定的原则执行。
2.2.3.2 参与直接交易的电力用户、发电企业由电力行政主管部门负责市场准入资质审定的工作。电网企业可结合新疆电网网架结构特点、受阻等约束条件，向电力主管部门提出相关意见和建议。市场准入资质审定主要包括以下内容：
(1)按照自治区政府批复的实施方案确定具体电力用户和发电企业，确定退出机制和认定流程。
(2)按照自治区政府批复的实施方案中的规定和要求，审核申请参与直接交易的电力用户、发电企业的能耗水平，以及是否符合产业政策、是否属于淘汰落后产能企业等情况，并下发文件公布对发电企业和电力用户的审核结果。
(3)电网企业依据电力行政主管部门审核公布的结果，组织参与直接交易的发电企业、电力用户在交易平台上注册;并在交易平台上对通过审核的发电企业、电力用户赋予直接交易权限;对上年开展了直接交易、但本年度资格复核不通过的电力用户和发电企业，由电网企业依据电力行政主管部门公布文件，在交易平台上取消其直接交易资格。
2.2.3.3 电网企业应建立规范、透明的市场交易机制，进入市场的用电户和发电企业保持相对稳定，按规定进入和退出市场。参与直接交易的市场主体在合同期内原则上不得退出，如需退出直接交易，须经电力行政主管部门审核批准后，并按照合同约定补偿有关方面的损失执行。责任方在三年内不得再次参与直接交易市场，补偿方式可在合同中约定。
2.2.3.4 取得直接交易资格的企业有下列行为之一的，经电力行政主管部门同意，取消其交易资格，并承担相应违约责任。
(1)已注册的市场主体发生兼并、重组、合并、分立、破产等变化，要求注销原市场主体;退出商业运营、电力业务许可证已注销，不能继续履行合同;
(2)违反市场规则(如互相串通报价，恶意报价，严重扰乱交易市场秩序的);
(3)违反国家电力或环保政策;
(4)私自将所购电力转售给其他用户;
(5)不服从电网调度命令;
(6)不能按时缴清电费，拖欠直接交易及其它电费一个月以上;
(7)参与直接交易的企业出现重大安全隐患;
(8)其他违法违规行为。
2.2.3.5 退出审批主要包括以下内容：
电网企业依据直接交易规则，公平、公正的组织发电企业和电力用户参与直接交易。如果发现参与企业发生以上严重违规行为，应收集有关证据并提出初步意见，报省级政府主管部门审定。电力用户、发电企业通过交易平台举报违规交易行为。
由省级政府主管部门组织调查，判定是否取消参与企业的资格，审核结果报国家主管部门备案。
2.3 市场主体注册与注销
2.3.1 符合准入条件、获得准入资格的电力用户与发电企业，必须完成注册后才能参与直接交易。基本的注册程序如下：
(1)电力用户与发电企业至少在10个工作日(或每年确定购电模式的20个工作日前)向电网企业电力交易中心(以下简称电力交易中心)提交书面的注册申请材料，包括交易运营系统使用申请书。
电力用户注册申请材料包括：电力用户参与直接交易注册申请表、交易员注册申请表、数字认证证书(电力交易证书)申请表，以及企业营业执照、组织机构代码证、税务登记证、直接交易准入文件、供用电合同、与电网企业发生供用电关系的用户编码等原件或复印资料。
发电企业注册申请材料包括：发电企业参与直接交易注册申请表、交易员注册申请表、数字认证证书(电力交易证书)申请表，以及企业营业执照、组织机构代码证、税务登记证、发电业务许可证、直接交易准入文件等原件或复印资料。
(2)电力交易中心在收到注册申请材料后10个工作日内完成审核，向审核通过的市场主体发送审核通过通知书;向审核未通过的市场主体发送审核未通过通知书，并说明原因。
(3)收到审核通过通知书的市场成员应在5个工作日之内，与电力交易中心签订直接交易入市协议及交易运营系统使用协议，向市场主体提供交易运营平台账号、使用手册和数字认证证书等资料，并根据市场主体需要进行必要的操作培训。
(4)电力用户、发电企业在2个工作日内完成交易运营平台注册工作，电力用户通过交易运营系统选定购电模式。
2.3.2 已注册的市场主体，当注册信息发生变化时，应在10个工作日内，向受理其注册的电力交易中心书面报送信息变更情况以及变更后的注册信息;电力交易中心应在5个工作日之内完成注册信息更新工作。
2.3.3 出现下列情况之一者，电力交易中心应注销市场主体的交易资格：
(1)根据2.2.3节规定取消交易主体资格的;
(2)年度资格复核不通过的;
(3)违反市场规则的;
(4)市场主体提出退出申请，经电力行政主管部门审核同意的。
2.3.4 主体资格注销后，市场主体必须执行下列规定：
(1)该市场主体必须按通知规定，停止其在市场中的所有交易活动;
(2)在市场主体资格注销后15个工作日内，该市场主体必须结清与所有市场主体的账目及款项;
(3)市场主体资格注销后，该市场主体在市场主体资格停止前与其他市场主体存在的争议仍须通过市场争议解决程序解决。
2.3.5 在市场主体完成注册、信息变更、注销手续后，电力交易中心应3个工作日之内通过交易平台发布有关信息，并向能源监管机构报备。
2.4 电力用户购电模式
2.4.1.完成直接交易注册的电力用户可选三种购电模式：全额直接交易模式、部分直接交易模式和全额向电网购电模式。
(1)选择直接交易模式时，电力用户可按照本细则以市场方式向发电企业购电，直接交易电量须按照交易规则事先申报年度、月度购电计划;超过直接交易合同和计划允许偏差范围的用电量按照政府核定目录电价(不含基金及附加)的110%结算，实际用电量少于直接交易合同和计划允许偏差范围时将承担违约责任。
(2)选择部分直接交易、部分向电网购电模式时，向电网购电应按照政府核定的目录电价购电(购电份额自行确定)，购电网企业的电量(以下简称购网电量)应事先申报年度、月度购电计划;直接交易电量按交易规则执行。
(3)选择全额向电网购电模式时，其全部用电量均向电网企业购买，执行政府核定的目录电价。
2.4.2电力用户的购电价格由直接交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。其中：直接交易价格由用电户与发电企业通过协商自主确定;输配电度电价按《国家发展改革委办公厅核定新疆自治区电力用户与发电企业直接交易输配电价的批复》(发改办价格[2014]1782号)标准执行，具体为:平均电量电价0.137元/千瓦时，其中，110千伏为0.115元/千瓦时，220千伏为0.095元/千瓦时;基本电价按照最大需量33元/千瓦˙月，变压器容量为26元/千伏安˙月;损耗率按前三年新疆电网各电压等级的平均损耗率测算，线损电价按政府批复的结果执行(目前为0.015元/千瓦时);政府性基金及附加执行各地(州、市)电网现行标准。
2.4.3电力用户以年度为周期确定购电模式，购电模式确定后本年度不得变更购电模式。每年底，允许变更下一年度购电模式。具体操作流程如下：
(1)每年11月第一个工作周，电力交易平台开放购电模式变更服务，有需求的电力用户通过平台提交变更申请;
(2)每年11月第二个工作周，电力交易中心审核用户变更申请;
(3)每年11月20日前，通过电力交易平台公示购电模式变更情况;
(4)电力用户的购电模式变更从下一年度1月1日0点开始生效。
2.4.4 未提出购电模式变更申请的电力用户沿用上一年度购电模式。
2.4.5 新注册电力用户在第一次选定购电模式后，本年内不得变更。
2.4.6 对于选择直接交易购电模式的电力用户，在已签订的直接交易执行完毕前，不允许改变购电模式。
2.5 市场交易规则修改
2.5.1 市场主体及市场运营机构有义务定期向直接交易管理部门提出修改实施细则的建议。
2.5.2 实施细则的修改由能源监管机构按照相关程序组织修改。
2.6 临时条款的制定
2.6.1 由于实施细则问题，在导致市场秩序混乱的情况下，市场运营机构可提交临时条款，报自治区主管部门和能源监管机构备案后，发布执行。
2.6.2 临时条款一经发布立即生效，本实施细则中与临时条款相抵触部分暂时失效。
2.6.3 临时条款发布时，应规定有效期，并向市场成员说明制订临时条款的理由。
2.6.4 在临时条款有效期内，应及时根据实际情况组织修订本实施细则的相关条款。修订的条款生效后，临时条款自动失效。
3. 交易方式
3.1 双边协商交易
3.1.1. 概述
电力用户与发电企业按照平等、自愿原则，自主协商确定直接交易意向，包括交易电量、交易价格(含企业用网电压等级对应的输配电价、线损电价和各地(州、市)政府性基金及附加电价)、执行时间、违约电量赔偿标准等内容后，在规定时间内向电力交易平台提交，经电力交易中心汇总初审、电力调控中心安全校核后，交易各方根据安全校核后发布的结果签订直接交易合同并执行。
3.2 集中撮合交易
3.2.1 概述
电力用户与发电企业通过电力交易平台申报直接交易需求，由电力交易平台按照规定计算方法进行出清计算，确定各购售电主体直接交易电量和电价，形成无约束交易结果，经电力调控中心安全校核后形成交易结果，交易各方签订直接交易合同并执行。
3.2.2 申报数据格式
3.2.2.1 直接交易申报数据主要包括执行时间(年度交易要求明确执行月份)、电量和电价等。每个月，发电企业最多可以按照价格单调增的方式申报三个(含)以内的价格、电量对，电力用户按照价格单调减的方式至多申报三个(含)以内的价格、电量对。
3.2.2.2 申报价格方式：
针对参与直接交易的发电企业，按照直接交易的规则，申报为相对政府定价(新疆电网火电机组上网标杆电价)对应的变量(正数表示涨价幅度，负数表示降价幅度，可以为0);其他发电企业本身核定的上网电价为参考，先折算到标杆电价后再进行报价。
针对参与直接交易的电力用户，按照直接交易的规则，申报价格：按照发电企业火电标杆上网电价加企业用网电压等级对应的输配电价、线损电价和各地(州、市)对应的政府性基金及附加电价后为基准，申报直接交易电价对应的变量(正数表示涨价，负数表示降价，可以为0)。
3.2.2.3采用电子化申报方式。电力用户与发电企业使用数字认证证书登录交易运营系统，按照规定的格式录入电量、电价、交易执行时间等信息，并点击确认完成申报工作，交易运营系统对申报信息进行加密、传输、保存处理。
3.2.2.4 电力用户与发电企业申报总电量的最小值为100兆瓦时，可以按照10兆瓦时的整数倍向上增加申报电量;申报电价精确到0.1元/兆瓦时。
3.2.3 出清计算方法
3.2.3.1 采用高低匹配法进行出清。
采用高低匹配法进行出清。根据发电企业的报价，先将最低的卖出变量与最高的卖出变量进行排队(降价排到涨价);再根据用户的报价，将最高的买入直接交易电价变量与最低的买入直接交易电价变量进行排队(涨价排到降价);根据卖出和买入电价进行比较和配对。匹配方式为：最高买入价与最低卖出价优先配对，配对成功为预成交(成交电量为买方与卖方申报电量最小值，成交电价为配对双方中间报价之和的二分之一)，再将次高买入价与最低卖出价进行配对，成交电量与电价同上，若买入价高于或等于卖出价则匹配预成交，直到发电企业最高卖出电量成交完毕或用户最低买入价成交完毕为止，同时直接交易电量不得超过规则规定的最高约束电量(达到约束电量时等比例成交)，若同等条件匹配成交电量时，按照用户申报电量等比例匹配。
3.2.3.2直接交易匹配成功的发电企业、电力用户，按照直接交易出清计算分为两个阶段：
第一阶段为预出清计算阶段：
首先对直接交易的用户与发电企业预先匹配成功交易电价、电量的进行出清计算;然后对其次匹配成功的交易电价、电量进行出清计算。基本流程如下：
发电企业卖出价格=发电企业上网核定电价的折算电价+发电企业变动价格(申报卖出报价后的出清价格)=发电企业直接交易电价。
电力用户买入价格=发电企业直接交易出清电价+核定输配电价+线损电价和当地政府性基金及附加+电力用户变动价格(申报买入报价后的出清价格)=电力用户直接交易价格(与电度电价相对应)
按照申报卖出、买入报价进行匹配，最终直接交易成交价格为配对双方报价之和的二分之一，即成交价格=[电力用户申报买入价格+发电企业申报卖出价格]/2;
当报价相同且发电企业申报总电量与用电申报总电量不匹配时，按照以上原则匹配交易电量：对于发电企业，环保发电机组的申报电量同等条件下优先成交(即含脱硫、脱销、高效除尘三部分的优先，其次含脱硫、脱销两部分的优先)，然后环保发电机组相同时按其申报电量的比例匹配成交;电力用户同等条件下按其申报电量的比例匹配成交电量(逐步过渡到同等条件下能耗低的优先)。
第二阶段为正式出清计算阶段：
根据预匹配出清的计算，先进行安全校核，当不满足安全约束要求、需要调减直接交易电量时，调减的原则为：先调减发电企业申报直接交易电量，再进行匹配交易，直至满足直接交易计算出清，形成正式交易结果。
3.2.3.3 参与直接交易的电力用户，如果执行峰谷电价，其申报电价按照平段电价申报、匹配和出清计算，直接交易对应的电量全部按照平段电价执行，网购电量按峰谷电价确定的规则执行。发电企业上网电价如果执行峰谷电价时，处理规则相同。
3.3 安全校核
3.3.1 安全校核包括调峰裕度校核、节能约束校核和电网阻塞校核。
3.3.2 电力调控中心基于预测电量、预测负荷及发电设备检修计划、电网设备检修计划等已知边界条件进行安全校核。当边界条件发生变化时，在交易执行过程中可以根据电网安全运行需要调整已签订的合同电量。
3.3.3 电力调控中心仅对发电厂直接交易电量合同及计划电量的总量进行分月安全校核。当电网安全约束对发电厂的合同及计划电量总量产生影响时，可出具安全校核总体意见。
3.3.4 基于总量校核原则，电力交易中心应编制年度、月度交易总方案，包括直接交易合同等所有交易成分，提交电力调控中心进行校核。
3.3.5 当220千伏主变中、低压侧母线所联结的用户全部参与大用户直接交易时，该220千伏母线负荷以用户申报的用电曲线作为边界条件进行安全校核;当该母线节点联结的用户仅有部分参与直接交易时，电力调控中心以母线负荷预测结果作为边界条件进行安全校核。用户与主网联结的供电设备(包括线路、开关、变压器等)由相关责任方进行安全校核。
3.3.6 调峰能力校核是电力调控中心按照各发电厂(清洁能源除外)提供调峰、调频、备用等辅助服务并且不影响清洁能源消纳的原则，分层、分区进行测算。调控中心根据调峰能力校核结果给出“影响清洁能源消纳”、“影响辅助服务提供”和“基本无影响”的评级。
3.3.7 电网阻塞校核是指根据电网运行结构和负荷预测，对可能出现的电网安全约束进行的预测性分析。电力调控中心根据安全分析情况，给予“电网阻塞”、“无阻塞”的评级。
3.3.8 当不满足安全约束要求时，电力调控中心提供交易总方案调整建议，内容包括待调整发电企业和电力用户调减电量等建议，由电力交易中心对具体的交易电量进行调整。
3.3.9 当不满足安全约束要求、需要调减相关交易电量时，调减的原则如下：
(1)集中撮合交易优先于双边协商交易成交;
(2)对于集中撮合交易，价格低的交易电量优先成交;当价格相同时，环保机组的交易电量优先成交;当价格和机组环保等级相同时，按照各自交易电量的比例调减;
(3)对于双边协商交易，按照交易意向提交时间先后顺序逆序调减交易电量，即先提交的交易意向优先成交。
3.3.10 每个交易周期(年、月)，市场运营机构提前发布全网分月预测负荷、预计电网阻塞、发电检修(备用)计划、输变电设备停电计划，引导各市场成员主动规避电网安全约束。
3.3.11 鉴于新疆电网直接交易采取基数电量以外超发电量的方式(不采取剔除容量的方式)进行，参与直接交易的发电企业应结合所属发电厂所有交易成分后，参与直接交易工作。如跨区跨省交易计划、发电权交易计划等未确定时，各发电企业在参与直接交易申报时，应充分考虑和平衡各种交易计划的申报工作，便于各种交易电量合同的全部完成。
4. 中长期交易组织
4.1概述
4.1.1 中长期交易仅采用双边协商交易方式，按年度滚动组织，参考年度基数电量的基础上，综合考虑各种交易合同后，通过交易确定未来二至五年内各月的直接交易电量与电价。
4.1.2 中长期交易由电力用户与发电企业自由选择交易对象，自主协商未来二至五年中长期交易意向。交易意向达成后，由发电企业登录交易运营系统，按照规定格式录入分月电量、电价等信息;然后，电力用户登录交易运营系统，确认、提交发电企业录入的信息。交易中心对交易意向进行初审后，送调控中心进行安全校核，交易中心根据安全校核结果形成直接交易成交结果。交易各方在10个工作日内根据直接交易成交结果签订直接交易合同。
5. 年度交易组织
5.1概述
5.1.1 年度交易包括双边协商和集中撮合两种组织方式，通过交易确定下一年度直接交易电量与电价。
5.1.2 年度双边协商交易与年度集中撮合交易的申报时间、汇总和出清时间、安全校核时间、交易结果发布时间相同。
在申报时间内，电力用户与发电企业申报双边协商交易意向，同时也申报集中撮合交易需求;在汇总和出清阶段，首先对双边协商交易意向进行汇总，然后对集中撮合交易申报数据进行出清计算;在安全校核阶段，对包含双边协商交易意向和集中撮合交易结果的交易预案进行统一的安全校核，消除阻塞时优先调整双边交易结果，其次调整集中交易结果;在交易结果发布时间，同时发布双边协商和集中撮合交易的最终成交结果。
5.1.3 在年度交易申报开始时间之前，各电力用户和发电企业可以自由选择交易对象，自主协商确定下一年度的直接交易意向。
5.2 年度交易程序
5.2.1 基础信息发布
5.2.1.1 为方便开展双边协商交易，电力交易中心应通过交易运营平台发布直接交易基础信息，包括已注册的电力用户和发电企业名单及其联系方式、发电企业装机容量、发电类型、上网批复电价，电力用户用电类型、到户目录电价、供电电压等级、报装用电容量等，并根据市场主体注册情况及时更新相关信息
5.2.1.2 电力交易中心通过交易运营系统提供信息交流服务，市场主体可以通过交易运营平台发布下一年度直接交易供需信息。
5.2.2 交易准备
5.2.2.1 每年10月份，新建发电企业应将来年投产计划上报政府相关部门及电网企业相关部门，新增电力用户同样上报相关信息。
5.2.2.2 每年11月份，发电企业通过交易运营平台提交下一年度机组检修计划、各月可直接交易电量等信息，电力用户通过交易运营系统提交下一年度各月用电需求信息。
5.2.2.3 每年12月前，市场运营机构组织开展下一年度电网电力电量平衡分析、电网输送能力分析、发电设备检修计划编制、输变电设备检修计划编制、直接交易发电企业可交易电量计算、直接交易用户用电需求汇总等工作，在此基础上编制年度直接交易公告。
5.2.3 交易公告
5.2.3.1 每年12月份，通过交易运营平台发布年度直接交易公告，包括但不限于以下内容：
(1) 下一年度参与直接交易发电企业的可交易电量规模和参与直接交易电力用户的总用电需求;
(2)参与直接交易电力用户的年度用电利用小时数和年度平均利用小时数，其中，
年度用电利用小时数=1至10月份用电量×1.2/最大需量(或变压器报装容量)
年度平均利用小时数为各用户年度用电利用小时数的电量加权平均值;
(3)输配电价标准、政府基金及附加、线损折价标准及变动情况，不同价区用户电价情况;
(4)下一年度电网电力电量平衡预测结果，火电、水电等发电量预测;
(5)下一年度风电、光伏等新能源发电量预测;
(6)下一年度发电设备检修计划，包括：检修设备、检修时间等;
(7)下一年度输变电设备停电计划，包括：停电设备、主要工作内容、停电时间及对运行方式的影响等;
(8)下一年度跨区跨省交、直流通道输送能力及已经签订的合同;
(9)下一年度关停替代的发电量、上网电量指标及将要关停的机组容量等;
(10)当年电网阻塞情况，包括：电网安全约束、主要输电通道重载情况、主变负载率等;
(11)下一年度电网阻塞预计，包括：电网安全约束、典型潮流等;
(12)其他应向市场主体披露的信息等。
5.2.3.2 交易公告发布后，电力用户与发电企业参考公告信息，准备年度直接交易申报相关工作。
5.2.3.3 因存在不确定性因素，电力交易中心发布的有关电网电力电量供需平衡、可再生能源发电、发电设备检修计划、输变电设备停电计划、预计电网阻塞等预测信息仅供市场主体参考，不承担因预测信息偏差对电力用户和发电企业造成的损失。
5.2.4 交易申报
5.2.4.1 每年12月上旬直接交易公告发布后，电力用户与发电企业通过交易运营系统申报年度双边协商交易意向和年度集中撮合交易需求。
5.2.4.2 年度双边协商交易意向主要包括分月的直接电量和电价等信息。首先，由发电企业在交易运营系统中按照规定格式录入分月电量、电价、违约电量赔偿标准等信息;然后，电力用户登录交易运营系统进行确认、提交。交易运营系统将对每一笔成功提交的交易意向生成一个顺序号，交易双方可以据此进行查询。在申报截止时间之前，交易双方可以登录交易运营系统，取消、调整已经提交的交易意向。
5.2.4.3 年度集中撮合交易申报数据格式参见3.2.2节。
5.2.4.4 电力用户的双边交易意向电量+集中交易申报电量+向电网购电电量为其下一年度全部用电量需求，集中交易未能成交的电量默认为向电网企业以目录电价购买。
电力用户年度直接交易申报电量应考虑相关输变电检修计划，单一方向供电用户的供电通道关联设备停电检修时不应安排直接交易电量。
5.2.4.5 发电企业年度直接交易申报电量应综合考虑机组检修计划、相关输变电设备检修计划、合理的发电负荷率等因素，不能超出机组发电能力，发电厂全部机组检修期间不安排直接交易电量。
5.2.4.6 交易运营系统对申报数据进行加密处理，在交易申报截止时间之前不能解密数据包。因此，交易运营系统在客户端进行合理性检查，在交易端只确认申报数据是否接收，不对申报数据的合理性进行检查。
5.2.4.7 在交易申报截止时间之前，电力用户和发电企业可以进行多次申报。对于集中撮合交易，后一次申报数据将覆盖前一次申报数据，以最后提交的申报数据为准。
5.2.5 交易汇总与出清
5.2.5.1 每年12月中旬，首先汇总年度双边协商交易意向，然后进行年度集中撮合交易的出清计算。
5.2.5.2 对于年度双边协商交易，对交易双方提交的交易意向按照发电企业和电力用户分别进行统计、汇总，确定各交易主体分月的直接交易电量与电价。
5.2.5.3 对于年度集中撮合交易，按照3.2.3节的方法进行年度集中撮合交易的出清计算，形成交易对。
5.2.5.4 在此基础上，结合中长期直接交易合同编制年度直接交易预案。
鉴于新疆电网直接交易未采取扣减发电容量的方式进行交易的情况，交易预案制定是应充分考虑发电企业超发电量预测等情况;针对电力用户，应根据电力用户申报的年度分月用电量需求和直接交易成交结果编制年度购网电量计划，公式如下：
年度购网电量=分月用电量需求之和-所有直接交易成交电量。
5.2.6 安全校核
5.2.6.1 每年12月20日至25日(参考跨区外送电挂牌交易时间)，完成对年度交易预案的安全校核和调整，形成年度直接交易成交结果。
5.2.6.2 安全校核的原则参见 3.3节。
5.2.7 交易结果发布
5.2.7.1 每年12月26日左右，电力交易中心在交易运营系统发布年度直接交易成交结果，已达成的交易转入交易执行阶段：
(1)公开信息：市场总成交电量、市场成交均价、各电力用户和发电企业成交配对名单;
(2)向成交企业发布私有信息：成交电量及其价格，分月计划，安全校核信息等。
5.2.7.2 交易结果发布后3个工作日内，交易各方通过交易运营系统签订电子合同。
5.2.7.3 交易结果发布后10个工作日内，电力交易中心须向自治区电力行政主管部门和能源监管机构报备成交结果，向能源监管机构报备直接交易合同。
6. 月度交易组织
6.1概述
6.1.1 月度交易按月组织，在中长期及年度直接交易合同分月电量基础上，电力用户和发电企业可以通过月度交易进一步优化购售电方案。
6.1.2 月度交易包括双边协商和集中撮合两种组织方式，月度双边协商交易的执行时间可以是本年内后几个月，月度集中撮合交易的执行之间为下一个月。
6.1.3 月度双边协商交易与月度集中撮合交易的申报时间、汇总和出清时间、安全校核时间、交易结果发布时间相同。在申报时间内，电力用户与发电企业申报双边协商交易意向，同时也申报集中撮合交易需求;在汇总和出清阶段，首先对双边协商交易意向进行汇总，然后对集中撮合交易申报数据进行出清计算;在安全校核阶段，根据双边协商交易意向、集中撮合出清结果、已经签订的交易合同分月计划(如基数电量合同、跨省跨区外送电合同，发电权交易合同)等编制交易预案，进行统一的安全校核,出现阻塞时优先调整双边交易意向，其次调整集中交易结果;在交易结果发布时间，同时发布双边协商和集中撮合交易的成交结果。
6.1.4 在月度交易申报开始时间之前，各电力用户和发电企业可以自由选择交易对象，自主协商确定下一月度或本年后几个月的直接交易意向，但电力交易中心仅在交易申报时间范围内接收月度双边协商交易意向申报。
6.2月度交易流程
6.2.1 交易准备(含基础信息发布)
6.2.1 每月中旬，发电企业通过交易运营系统提交下一月度机组检修计划、可直接交易电量等信息，电力用户通过交易运营系统提交下一月度直接交易电量需求等信息。
6.2.2 每月中旬，市场运营机构组织开展下一月度电网电力电量平衡分析、电网输送能力分析、发电设备检修计划编制、输变电设备检修计划编制、直接交易发电企业可直接交易电量计算等工作，在此基础上编制月度直接交易公告。
6.2.3 与年度交易基础信息发布内容大体相同(月度可能增加发电权交易信息)，参见5.2.1。
6.2.2 交易公告
6.2.2.1 每月中旬，通过交易运营系统发布月度直接交易公告，包括但不限于以下内容：
(1) 下一月度参与直接交易发电企业的可直接交易电量规模和参与直接交易电力用户的直接交易电量总需求;
(2)参与直接交易电力用户的年度用电利用小时数和年度平均用电利用小时数;
(3)输配电价标准、政府基金及附加标准、线损折价标准及变动情况，不同价区用户价格情况;
(4)下一月度电网电力电量平衡预测结果和火电、水电发电量预测结果;
(5)下一月度风电、光伏等新能源能源发电量预测结果;
(6)下一月度发电设备检修及调停计划，包括：检修(调停)设备、检修(调停)时间等;
(7)下一月度输变电设备停电计划，包括：停电设备、主要工作内容、停电时间及对运行方式的影响等;
(8)下一月度跨区跨省交、直流通道输送能力及已经签订的合同;
(9)下一月度发电权交易可能开展情况及已经签订的合同;
(10)下一月度电网阻塞预计，包括：电网安全约束、典型潮流等。
(11)其他应向市场主体披露的信息等。
6.2.2.2 交易公告发布后，电力用户与发电企业参考公告信息，准备月度交易申报相关工作。
6.2.2.3 因存在不确定性因素，电力交易中心发布的有关电网电力电量供需平衡、可再生能源发电、发电设备检修计划、输变电设备停电计划、预计电网阻塞等预测信息仅供市场主体参考，不承担因预测信息偏差对电力用户和发电企业造成的损失。
6.2.3 交易申报
6.2.3.1 每月下旬开始，电力用户与发电企业通过交易运营系统申报月度双边协商直接交易意向、集中撮合直接交易需求，以及电力用户下月的总用电量需求。
6.2.3.2 月度双边协商交易意向，主要包括下月直接交易电量和电价等信息。首先，由发电企业在交易运营系统中按照规定格式录入直接交易电量、电价、违约电量赔偿标准等信息;然后，电力用户登录交易运营系统进行确认、提交。交易运营系统将对每一笔成功提交的直接交易意向生成一个顺序号，交易双方可以据此进行查询。在申报截止时间之前，交易双方可以登录交易运营系统，取消已经提交的交易意向。
6.2.3.3 月度集中撮合交易申报数据格式参见3.2.2节。
6.2.3.4 发电企业月度直接交易申报电量应综合考虑发电厂机组检修计划、相关输变电设备检修计划、合理的发电负荷率、已签订的合同电量等因素，不能超出机组发电能力，全厂机组检修期间不安排直接交易电量。
月度直接交易上网电量=月度总上网电量-所有已签订的各种交易合同电量。
6.2.3.5 电力用户月度直接交易申报电量应考虑相关输变电检修计划，单一方向供电用户的供电通道关联设备停电检修时不安排直接交易电量。
6.2.3.6 电力用户月度直接交易应根据月度用电总需求和直接交易年度合同形成月度向电网购电需求后，即：
月度向电网购电需求=月度用电总需求-所有直接交易合同电量
月度向电网购电需求以目录电价从电网企业购买，其中参与年度、月度直接交易应分别计算，同时在结算时将根据偏差电量允许范围计算违约电量，共同用于电量结算。
6.2.3.7 为体现公平性，交易运营系统对申报数据进行加密处理，在交易申报截止时间之前不能解密数据包，因此，交易运营系统只确认申报数据是否接收，不对申报数据的合理性进行检查。
6.2.3.8 在交易申报截止时间之前，电力用户和发电企业可以进行多次申报;对于双边协商交易，交易双方的任意一方可以取消已经成功提交的申报意向;对于集中撮合交易，后一次申报数据将覆盖前一次申报数据，以最后提交的申报数据为准。
6.2.4 交易汇总与出清
6.2.4.1 每月下旬，首先完成月度双边协商交易意向汇总，然后进行月度集中撮合交易出清计算。
6.2.4.2 针对月度双边协商交易，对提交的交易意向进行统计、汇总，确定各交易主体的直接交易电量与电价。
6.2.4.3 针对月度集中撮合交易，按照3.2.3节的方法和流程进行出清计算，形成交易对。
6.2.4.4 在此基础上，结合中长期直接交易合同分月电量、年度直接交易合同分月电量编制月度直接交易预案。考虑到新疆直接交易为超发电量进行交易(未扣减机组容量)，其年度基数电量、外送电量、发电权交易电量不滚动调整计算，发电企业应充分考虑此情况，同时安全校核应充分考虑交易结果。
6.2.5 安全校核
6.2.5.1 每月下旬，完成对月度交易预案的安全校核，形成月度直接交易成交结果。
6.2.5.2 安全校核的原则参见 3.3节。
6.2.6 交易结果发布
6.2.6.1 每月下旬(交易开始一周后)，电力交易中心通过交易运营系统发布月度直接交易成交结果，已达成的各种交易转入交易执行阶段。
6.2.6.2 直接交易结果发布后2个工作日内，交易各方通过交易运营系统签订电子合同。
6.2.6.3 直接交易结果发布后一周内，电力交易中心须向自治区电力行政主管部门、能源监管机构报备成交结果，向能源监管机构报备直接交易合同。
7. 交易价格
7.1 概述
7.1.1 按照国家电价政策规定，电力用户执行政府(国家发改委和自治区发改委)批复的目录电价，其中：大工业用户所在的地区电网目录电价实行两部制，由电度电价和基本电价(变压器容量或最大需量)构成，并按照新疆境内不同地区批复的目录电价标准和基本电价标准收取;其他用户的电价如果实行单一制，只包含电度电价，不包含基本电价。对未参与直接交易的电力用户仍执行政府批复的所属地目录电价。
参与直接交易试点的大用户支付的购电价格，包含已参与直接交易的购电价格、未参与直接交易网购的购电价格和相关违约购电价格;其中：电网输配电价执行两部制电价的依然执行两部制，执行单一制的保持不变;参与直接交易电量电度电价由直接交易价格(直接协商交易价格或集中撮合交易价格，均含输配电价、线损折价、政府性基金及附加、发电企业上网电价等组成);基本电价按直接交易电量和网购电量比例分别执行;用户力率调整电费按照用户月度实际用电量总和(含直接交易电量)计算和执行。
用户直接交易电价只对电度电价进行交易(含电网输配电价等)，中标直接交易的用户基本电价执行全网统一标准。
7.1.2 其他用户(属执行单一电价的用户)直接交易电量购电价格由直接交易价格(直接协商交易价格或集中撮合交易价格，均包含输配电价、线损折价、政府性基金及
附加、发电企业上网电价等组成)。
7.2 直接交易价格
7.2.1 直接交易价格。由大用户与发电企业通过协商自主确定，不受第三方干预。直接交易价格通过双边协商交易或集中撮合交易形成买卖电价。采用双边协商交易方式时，交易价格由电力用户与发电企业通过协商自主确定，非因法定事由，不受第三方干预。采用集中撮合交易方式时，价格根据交易运营系统撮合计算的结果确定。
7.2.2 发电企业直接交易价格均含脱硫、脱硝、除尘电价(并含税)，其直接交易周期内不进行调整;如参与直接交易机组遇到国家和自治区调整标杆电价标准的，在下次直接交易时调整折价基准标准。
7.3 电网输配电价及线损
7.3.1 大工业用户所在的地区电网目录电价实行两部制，由电度电价和基本电价构成，并按照新疆境内不同地区批复的目录电价标准和基本电价标准收取;其他用户的电价如果实行单一制，只包含电度电价，不包含基本电价。具体标准按照2.4.2条款执行，并定期公布。
7.3.2 电力用户参与直接交易电价只对应的电度电价。
电度电价一般包括：核定的不同电压等级的输配电价、核定的线损折价、核定的不同地区的政府基金及附加、发电企业直接交易上网电价等。目前新疆电网存在多个不同价区。
发电企业直接交易上网电价=已中标的直接交易上网电价(含脱硫、脱销和高效除尘，并含税)。目前新疆电网多数火电机组采取标杆电价(喀什、克州、和田地区标杆电价不同，应先折价后，再统一参与直接交易)。
7.3.3 对于全疆参与直接交易的电力用户，其直接交易电价执行已中标的直接交易中标电价，包括：全网统一执行已经批复的输配电价、线损电价和不同地区政府性基金及附加、已中标的发电企业直接交易对应的上网电价、违约等三部分组成。
7.4 政府性基金及附加
7.4.1 参与直接交易的用户应和其他电力用户一样承担相应社会责任，按照政策规定标准缴纳政府性基金及附加。政府性基金及附加由电网企业代为收取。
7.4.2 新疆政府性基金及附加各价区不统一，各价区按现行核定的政府基金及附加执行，如遇政策调整标准，相应同步调整。
7.4.3 参与直接交易的用户，直接交易电量出现违约电费计算均不含政府性基金及附加，即政府性基金及附加单独计算。
7.5 其他
7.5.1对于目前执行销售侧分时电价政策、峰谷电价政策的电力用户，仍然执行现有的分时电价政策。针对已参与直接交易的用户，直接交易电量按直接交易中标电价执行，网购电量依然执行原电价不变。电网企业相应调整。
7.5.2 合同执行期间，遇有国家调整电价政策时，直接交易电价、输配电价同步调整。
8. 交易合同
8.1 概述
8.1.1 直接交易合同分为入市协议和交易合同两类。其中，入市协议为纸质合同，包括市场主体商务信息、权利与义务、违约责任等公共条款;交易合同为标准的电子合同，包括交易执行时间、交易电量、交易价格、违约赔偿标准等内容。
8.2 合同的签订
8.2.1 电力用户与发电企业在注册时，签订纸质的直接交易入市协议。
8.2.2 直接交易标准电子合同签订执行相关部门审核后的标准范本。
8.2.3 在中长期交易、年度交易和月度双边直接交易结束后，交易运营系统根据成交结果自动生成电子合同，电力用户与发电企业可查询、下载自己的电子合同，并及时确认、签订。
8.2.4 对于采用高低匹配出清的集中撮合交易(含年度、月度)，根据交易对象配对后出清结果确定合同的购售电双方后，应及时签订。
8.2.5 除入市协议、标准电子合同外，电力用户与发电企业可签订合同的补充协议，细化违约责任及补偿标准等条款，补充协议不得与入市协议、标准电子合同存在不一致之处。
8.3 合同的变更与修改
8.3.1 在不影响已执行合同的情况下，交易双方可协商提出直接交易合同调整意向，允许对合同电量、电价、违约赔偿标准等合同要素进行调整，其中，电量调整须经电力调控中心安全校核。
8.3.2 合同的任何修改、补充或变更必须通过交易运营系统提交，经严格的审批、确认程序后方为有效。
8.3.3 每月10日至18日，交易运营系统开放直接交易合同变更服务，购售电双方提交下个月及以后各月的合同变更申请。变更申请由发电企业录入，电力用户确认并提交。
8.3.4 每月19日至22日为合同变更审核期，每月23日发布审核后的合同变更信息。
8.4 合同的违约与解除
8.4.1 任何一方违反合同约定条款视为违约，合同其他任一方有权要求违约方赔偿违约造成的经济损失。
8.4.2 违约方应承担支付违约金、继续履行合同和采取补救措施等责任，在支付违约金、继续履约或者采取补救措施后，仍给对方造成其他损失的，应当赔偿损失。
8.4.3 在合同履行期限届满之前，任何一方明确表示或者以自己的行为表明不履行合同义务的，另一方可在履行期限届满前解除合同，并要求对方承担相应的违约责任。
8.4.4 对于集中撮合交易，如果是电厂原因，违约金=违约电量×用户目录电价(不含政府性基金及附加，以下相同)×10%;如果是用户原因，违约金=违约电量×电厂上网电价×10%。对于双边协商交易，违约赔偿标准由交易双方协商确定，在提交直接交易意向时一并提交。
8.4.5 违约电量由市场运营机构统一计算，违约金原则上由电网企业统一结算。
8.5 不可抗力
8.5.1 以下事项属于不可抗力，免于承担违约责任
不能预见、不能避免并不能克服的客观情况。包括：火山爆发、龙卷风、海啸、暴风雪、泥石流、山体滑坡、水灾、火灾、来水达不到设计标准、超设计标准的地震、台风、雷电、雾闪等，以及核辐射、战争、瘟疫、骚乱等。
9. 交易执行
9.1 概述
9.1.1 直接交易合同签订后，电力交易中心根据合同分月电量编制年度、月度交易计划，提交电力调控中心执行。交易执行包括交易计划执行及调整等内容，其中，交易计划包括年度交易计划和月度交易计划。
9.1.2 电力调控中心安排发电方式时，在保证可再生能源优先收购的前提下，按照交易计划执行，执行过程中对已签订的各种合同按照同等责任的原则执行，其中：优先执行直接交易合同和发电权交易合同，其次外送电合同和基数电量合同按照具体完成情况分别进行等比例执行，并分别对违约电量进行计算和执行。
9.2 年度交易计划
9.2.1 概述
9.2.1.1 电力交易中心负责编制年度交易计划，应在上年度12月下旬完成计划的编制。
9.2.1.2 应按照国家、自治区有关政策和原则制定发电企业和电力用户的年度直接交易计划，并按照相应规则进行落实，年度直接交易电量计划根据中长期和年度直接交易合同形成。
9.2.2 参与直接交易的发电企业，原则上按照签订的直接交易合同电量剔除相应的发电容量，鉴于新疆电网直接交易为试点阶段，故市场运营机构对这部分发电容量暂不进行扣除。
9.3 月度交易计划编制
9.3.1 电力交易中心负责编制月度交易计划，应在每月最后一个工作日前通过交易运营系统发布次月交易计划。
9.3.2 月度交易计划分为发电企业交易计划和电力用户直接交易计划。
9.3.3 发电企业月度计划编制的依据直接交易合同、电力交易合同。
9.3.4 当发电企业或电力用户无法继续履行合同时，如果双方未能达成解除合同的一致意见，任一方可以向电力交易中心提出无法履约的书面申请，电力交易中心将不再对此合同分配月度计划电量，并通知合同另一方，并按照合同确定的违约责任执行(提前通知，可按照合同约定减轻违约处罚)。
9.4 月度交易计划执行
9.4.1 电力调控中心负责编制、执行日调度计划，通过日调度计划落实月度交易计划。当输电通道发生阻塞时，调控中心按照确保电网安全的原则，调整发电厂出力，相应交易电量执行偏差部分，不计入违约。
9.4.2 各并网发电企业参加直购电交易的同时，应按照电力调控中心要求提供辅助服务。电力调控中心应遵循“按需调用”原则，合理安排发电机组承担辅助服务，并对负责对辅助服务情况进行计量和考核。
9.4.3 当出现以下情况时，调控中心可根据电网运行情况对月度交易计划进行调整，不计入违约，由此造成发电企业或电力用户未完成的合同与计划电量免于承担违约责任。
当疆内用电市场变化时，优先调整基数电量，调整后仍不能满足要求时，可以调整直接交易计划和发电权电量计划;当直接交易计划出现问题时，可以对应调整直接交易电量计划;上述调整不计入违约。
(1)保障电网安全所采取的电网调控措施。
(2)输变电设备停电计划调整或临时停电。
(3)调用发电企业辅助服务，包括机组停备、调峰调频、调压等。
(4)消纳新能源所采取的调停机组、降低发电出力等电网调控措施。
(5)为保障电力平衡或电网安全，采取的需求侧管理措施或拉路、限电，导致的直接交易合同调减。
(6)因天气、外部环境等客观原因造成电网运行方式发生变化。
9.4.4 每月1日，电力调控中心统计发电企业和电力用户的月度计划调整电量，编制上月交易计划执行情况报告，说明调整的具体时间和原因。
10. 计量与结算
10.1 概述
10.1.1 直接交易电量、电费按月结算，采用电网企业集中结算方式，电网企业向用户收取全部购电费，并将直接交易电费转付给发电企业，电力用户与发电企业不发生结算关系。
10.1.2 电网企业按规定收取输配电服务费用(试点阶段暂不收取)和线损电费，同时代收政府性基金附加等。
10.2 计量点与计量装置
10.2.1 电力用户计量点以电力用户与电网企业签订的《供用电合同》约定的计量点为准。
10.2.2 发电企业计量点以发电企业与电网企业签订的《购售电合同》约定的计量点为准。
10.2.3 当计量点发生变更时，交易各方应以书面方式进行确认。
10.2.4 各市场主体必须保证本侧计量装置的准确度达到规则和国家、行业的要求，并能接入电网企业电能量采集系统。其他地区内各市场主体必须保证本侧计量装置接入交易运营系统。
10.2.5 计量装置需定期进行检定(验)，对于未经检定(验)、检定(验)不合格或超过检定(验)周期的计量装置，不得使用。
10.2.6 安装主、副电能表，应将主表和副表应安装在同一计量点，主副两套计量电能表一经确认，不得改变。
10.2.7 电能计量装置、电能计量装置校验要求和计量装置异常处理办法按电力用户与所在电网企业签订的《供用电合同》和发电企业与电网企业签订的《购售电合同》的约定执行。
10.3 计量数据采集
10.3.1有功电量、无功电量的计量数据应按一个交易时段为一个采样周期进行。经各市场主体协商同意，可以用交易时段(以分钟为单位)的约数作为一个采样周期;对于采用峰谷电价的电力用户，计量应支持峰谷电量采集。
10.3.2 电网企业负责建立从各计量装置到计量数据库的计量数据采集方法。
10.3.3 市场主体必须保证每一计量装置都与数据采集系统实现计量数据传输。
10.4 计量数据确认和替代方法
10.4.1 计量数据确认及替代方法，应由市场主体协商一致。
10.4.2 对于装有主表，副表两套电能表的计量点，以主表计量数据作为结算依据，副表作为核对之用。
10.4.3 当主表发生故障时，应采用经恰当修正后的副表数据作为计量数据(或采取考核计量点数据修正后，并确认)。
10.4.4 若尚未安装副表，或当主副二套表计同时发生故障时，以可替代的计量表计记录的数据扣除必要的电量(线损、变损、厂用电等)后作为替代电量数据，或采用考核计量点计量数据，并进行必要的修正。替代电量数据或考核计量点计量数据需经各相关市场主体共同确认。
10.4.5 以有资质的检定单位出具的电量退补单作为修正依据。
10.5 电量结算
10.5.1 电量结算原则
10.5.1.1 直接交易结算采用月结年清的方式，必要时进行年终清算。
10.5.1.2 发电企业直接交易上网电量优先结算;电力用户用电量结算优先顺序为：直接交易电量、购网电量。
10.5.1.3 直接交易合同的结算优先顺序为：
(1)根据交易期限，中长期交易合同优先于年度交易合同，年度交易合同优先于月度交易合同;
(2)当交易期限相同时，直接交易价格低的合同优先执行;如果直接交易价格相同，集中交易优先、双边交易次之;如果在集中交易中，环保、大机组的合同优先执行;如果发电机组容量相同，则按照合同电量的比例分配执行电量。
10.5.1.4 电力用户直接交易电量与发电企业直接交易上网电量不平衡时，余缺电量向电网企业买卖，由电网企业负责平衡。用户向电网企业购电的价格按照目录电价(不含政府性基金及附加，以下相同)的110%执行，发电企业向电网企业售电的价格按照政府核定上网电价的90%执行;电网企业由此增加的收益在核算电价时统筹平衡。
10.5.1.5 直接交易实际执行电量与合同电量(年度合同或月度合同确定的电量)发生偏差时，允许偏差范围暂定为±3%(±3%以内的偏差电量可滚动调整);由于电力用户或发电企业自身原因，电网企业确定的直接交易实际执行电量与合同电量(年度合同或月度合同确定的电量)发生偏差时，超过±3%的偏差电量为违约电量，违约责任方按照双方签订的直接交易合同约定的赔偿标准条款承担向对方支付违约金。中长期、年度交易根据合同分月电量按月计算偏差电量和违约电量。
10.5.1.6 对于电力用户，月度购网计划实际执行电量与计划电量发生偏差时，允许偏差范围暂定为±5%(±5%以内的偏差电量可滚动调整)，因电力用户原因，超出-5%的偏差电量为违约电量;超出+5%的偏差电量试点期间暂不考核。
10.5.1.7 违约电量的计算与处理原则：
(1)当发电企业直接交易完成上网电量≥电力用户直接交易用电量时，根据电力用户直接交易用电量计算直接交易实际执行电量。因用户原因实际执行直接交易电量与合同电量偏差超过3%造成的违约损失由电力用户承担，对发电企业造成的损失也由电力用户承担。
(2)当发电企业直接交易完成上网电量<电力用户直接交易用电量时，根据发电企业上网电量计算直接交易实际执行电量。因发电企业原因实际执行直接交易电量与合同电量偏差超过3%造成的违约损失由发电企业承担，对电力用户造成的损失也由发电企业承担。
(3)其违约电量计算方式为：
如果违约电量是因为电力用户少用产生，用户少用电量按照目录电价的10%向电网企业支付赔偿金，向发电企业支付违约金=违约电量×电厂上网电价×10%，同时发电企业多发的电量按照90%的政府核定电价向电网企业售电，并与电网企业结算，电网企业负责平衡;
如果违约电量是因为发电企业少发产生，电力用户多用的电量按照目录电价的110%与电网企业结算，结算后发电企业少发电量部分对电力用户产生的损失由发电企业补偿电力用户，违约金=违约电量×用户目录电价×10%;
如果违约电量是因为发电企业多发产生，发电企业多发的电量按照90%的政府核定电价与电网企业结算，电力用户直接交易电量按照合同电价与电网企业结算，电网企业负责平衡。
当直接交易执行电量<直接交易合同电量×0.97时，违约电量等于直接交易合同电量×0.97-直接交易执行电量;
当直接交易执行电量>直接交易合同电量×1.03时，违约电量等于直接交易合同电量×1.03-直接交易执行电量。
10.5.1.8 在结算电力用户的多个合同时(电力用户与多个发电企业进行直接交易时)，按照以下原则计算各个合同的应结算电量：
(1)当用户实际用电量少于多个合同电量之和的97%时，按照合同的结算优先顺序分别计算各个合同的应结算电量，所有合同的应结算电量均不超过合同电量的97%;
(2)当用户实际用电量在多个合同总电量允许偏差范围内时，根据实际用电量与多个合同总电量的比例相应计算各个合同的应结算电量;
(3)当用户实际用电量多于多个合同电量之和的103%时，所有合同的应结算电量均按照合同电量的103%计算。
10.5.1.9 在计算应执行直接交易合同电量和购电计划电量时，电量结算应统计电力调控中心在交易执行过程中对月度交易计划的调整。在收到月度交易计划执行情况报告后，电力交易中心将计划调整电量分解到具体的交易合同和购网电量计划中，根据调整(扣除调整电量)后的合同电量和购网计划电量进行实际结算。交易合同、购网电量计划调整的基本方法如下：
(1)如果发电企业实际上网电量少于月度计划电量时，计划调整电量应按照原因类别进行调整;直接交易电量合同按责任区分，如果调减了发电企业的直接交易合同电量，相应调减电力用户的直接交易合同电量，调增电力用户的购网电量计划;如果调减了电力用户的直接交易合同电量，相应调减发电企业的直接交易合同电量，调增发电企业的上网电量基数电量计划。如果发电企业实际上网电量多于月度计划电量时，执行情况相反。
(2)如果电力用户实际用电量少于计划总电量时，计划调整电量按照用户合同结算优先顺序的逆序分解到具体合同或购网电量计划，如果调减了电力用户的直接交易合同电量，相应调减发电企业的直接交易合同电量，调增发电企业的年度基数电量计划。如果电力用户实际用电量多于计划总电量时，执行情况相反。
(3)因水电、风电、光伏等可再生能源发电量超预期造成火电机组停机备用、导致发电企业不能履行合同时，免除违约责任。
10.5.2 月度结算基本算法
10.5.2.1 从电力用户侧开始计算，根据合同结算优选顺序，将用户月度用电量分解到需要结算的合同(购网电量和直接交易电量)，计算各个合同应结算电量、购网结算电量、相对超用电量和绝对超用电量(即违约电量);其中，购网结算电网按照目录电价与电网企业结算，直接交易电量结算按照合同确定的电价与电网企业结算，绝对超用电量按照目录电价的110%与电网企业结算。
(1)如果用户月度用电量<(合同电量之和+购网计划电量)×0.97，从结算优先级别最高的合同开始计算，每个合同的应结算电量最多为该合同电量的97%，直至所有合同均计算完毕或月度用电量分解完毕，剩余电量为购网结算电量;
(2)如果(合同电量之和+购网计划电量)×0.97≤用户月度用电量≤(合同电量之和+购网计划电量)×1.03，每个合同的应结算电量计算公式为：
合同应结算电量=合同电量×用户月度用电量÷(合同电量之和+购网计划电量)
剩余的用电量为购网结算电量;
(3)如果(合同电量之和+购网计划电量)×1.03<用户月度用电量<(合同电量之和×1.03+购网计划电量×1.05)，按照直接交易合同电量的103%计算每个合同的应结算电量，剩余电量为购网结算电量;
(4)如果(合同电量之和×1.03+购网计划电量×1.05)≤用户月度用电量，按照直接交易合同电量的103%计算每个合同应结算电量，按照购网计划电量的105%计算购网结算电量;剩余电量为绝对超用电量(违约电量)。
10.5.2.2 在用户侧计算完毕之后，计算发电侧数据。根据直接交易合同购售电关系，将上一步计算的应结算合同电量(分开基数、外送、发电权、直接交易电量)与发电企业直接交易上网电量进行比较，分解发电企业直接交易上网电量，计算直接交易结算电量、违约电量、电厂超发电量、用户相对超用电量;其中，电厂超发电量按照政府核定上网电价的90%与电网企业结算。用户相对超用电量按照目录电价的110%与电网企业结算。
(1)如果发电企业月度直接交易上网电量≥对应直接交易合同应结算电量之和，直接交易合同的实际结算电量等于合同应结算电量，并据此分解发电企业直接交易上网电量。对每一个需要结算的直接交易合同，比较实际结算电量与合同电量的97%的大小，当实际结算电量少于合同电量的97%时，电力用户的违约电量为合同电量的97%与实际结算电量之差，并据此计算发电企业的超发电量。剩余上网电量为超发电量，按照发电权交易电量、外送电量完成比例和基数电量优先结算的规则执行。
(2)如果发电企业月度直接交易上网电量<对应直接交易合同应结算电量之和，按照发电企业的合同结算分类和对应的应结算电量，将上网电量分解到不同合同，分解到每个合同的直接交易上网电量不超过直接交易合同应结算电量(用户侧计算结果)，直接交易合同实际结算电量为直接交易上网电量的分解部分。然后，按照合同应结算电量与实际结算电量之差，计算发电企业少发电量，并据此计算电力用户的相对超用电量。
10.6 电费结算
10.6.1 电力用户电费计算
10.6.1.1 电力用户应按规定及时支付购电费用，购电费包括直接交易购电费、购网电量电费、相对超用电量电费、绝对超用电量(违约电量)电费(110%电度电价电费，不含政府性基金及附加)、基本电费(含按照最大需量33元/千瓦˙月，变压器容量为26元/千伏安˙月);直接交易购电费(含电网输配电价，线损电价，各地(州、市)电网现行标准确定的政府性基金及附加，发电企业直接交易上网电价)和违约金(含支付发电企业违约金)等。
在电费结算时，先按实际用电量和目录电价、基本电价计算购电费;然后分别计算直接交易产生的电费，同时计算参与直接交易形成的差价电费，再计算110%电价电费、政府性基金及附加和违约金;最后计算购网电费、力调电费等，得到最终的电力用户电费。根据计算电费数据与用户结算。
10.6.1.2 违约金包括三部分：用户直接交易违约金、用户购网违约金和对发电企业补偿金。
用户直接交易违约金通过合同明确约定。(110%电价电费为按照110%目录电价，不含政府性基金及附加结算的电费;110%电价电费=用户110%目录电度电价对应的电量×目录电度电价×1.1)
用户购网违约金=用户购网少用电量×用户目录电价(不含政府性基金及附加)×0.1。(试点期间，用户购网电量多用，且超出+5%的偏差电量暂不考核)
对发电企业补偿金通过合同明确约定(违约金=违约电量×电厂上网电价×10%)。
10.6.2 发电企业电费计算
10.6.2.1 发电企业电费收入包括直接交易电费、基数电量电费、外送电量电费、发电权交易电量电费、超发电量电费和违约金等。
在电费结算时，先按实际上网电量和核定上网电价计算上网电费;然后分别计算直接交易产生的电费，同时计算参与直接交易形成的差价电费，再计算90%电价电费和违约金;最后计算其他电量形成的电费等，最终得到发电企业上网电费。其中：
超发电量电费=电厂超发电量×政府核定上网电价×0.9
发电企业直接交易违约金和给电力用户补偿费通过合同明确约定。(违约金=违约电量×用户目录电价×10%)。
10.6.3 电费及违约金支付
10.6.3.1 电网企业负责按照本细则开展直接交易电量电费结算工作，编制《直接交易电量结算单》和《直接交易电费结算单》，并发给电力用户与发电企业确认。
10.6.3.2 电力用户与发电企业在收到《直接交易电量结算单》和《直接交易电费结算单》后应尽快进行核对、确认，如有异议，在收到结算单后2个工作日内通知电网企业。经协商修正后，电网企业将修正后的《直接交易电量结算单》和《直接交易电费结算单》发送给电力用户与发电企业。
10.6.3.3 发电企业根据确认后的《直接交易电费结算单》开具增值税发票，并送达给电网企业;电网企业根据确认后的《直接交易电费结算单》开具增值税发票，并送达给电力用户，各方据此付费。
11. 信息披露
11.1 信息分类
11.1.1按照信息保密要求和公开范围分类
11.1.1.1 按照信息的保密要求和公开范围，电力交易平台上的市场信息可以分为公众信息、公开信息、私有信息和交换信息四大类。
11.1.1.2 公众信息指电力监管机构批准下达后，通过电力交易
平台向社会公众公布的信息，例如各类交易适用的法律、法规、电力行业规程、管理规定、电力交易工作流程等。
11.1.1.3 公开信息指所有市场主体均可获得的信息，例如市场主体名单、输配价格、损耗率、撮合交易最高限价、新机组投产情况、电网发电设备容量和构成情况(分水、火)、每月发、用电量等。应保证市场主体可以在规定时间范围内无歧视地获得各类公开信息。
11.1.1.4 私有信息指只有特定的市场主体及电力交易中心、电力调控中心才可获得的信息，例如发电机组的机组特性参数、各市场主体的各类交易的成交电量及成交价格、各市场主体的申报电量和申报价格、结算信息等。应采取必要措施来保证市场主体可以按时获得私有信息，并保证市场范围内私有信息的保密性。
11.1.1.5 交换信息是电力交易中心、电力调控中心之间为维持电力系统正常运行和电力市场正常运转所交换的信息，例如实时信息、网络拓扑、市场运行信息等。只有电力交易中心、电力调控中心有权获得交换信息。
11.1.2按照信息内容和主要用途分类
11.1.2.1 按照信息的内容和主要用途，电力交易平台上的市场信息可分为交易信息和市场运营信息两大类。
11.1.2.2 交易信息是指电力交易产生的信息，包括通过电力交易平台向市场主体发布的交易组织信息、交易结果信息、交易执行信息等信息。交易信息以私有信息和交换信息为主。
11.1.2.3市场运营信息是指各交易机构按照市场运营规则，定期通过电力交易平台向市场主体发布的相关市场信息。市场运营信息以公众和公开信息为主。
11.2 信息管理
11.2.1 直接交易市场主体应根据各自职责及时披露相关信息，并保证真实有效，否则将承担相应的责任并受到相应处罚。电网企业要对电力用户直接交易信息进行汇总、整理、发布和保存。
11.2.2 电力交易中心应创造信息公开的良好条件，通过电力交易平台发布市场信息，发布的信息应真实、准确、及时、完整。
11.2.3 市场主体应当按照本规则的规定，配合提供市场运营所必须的信息或参数。并对所提供信息的正确性负责。
11.2.4 为保证市场主体的信息安全，市场主体应按照各自的访问权限对市场运营信息进行访问，对于超出授权范围的访问需要经过有关电力交易中心的审核批准后才可进行。
11.3 市场运营信息发布
11.3.1 电力用户应及时披露以下信息：
(1)公司股权结构、投产时间、用电电压等级、最大生产能力、报装用电容量、用电类型、目录电价、年用电量、电费欠缴情况、产品电力单耗、用电负荷率、以前年度违约情况等。
(2)直接交易需求信息、最大需量、联系方式。
(3)直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
11.3.2 发电企业应及时披露以下信息：
(1)机组台数、机组容量、投产日期、发电业务许可证、上网电价、以前年度违约情况等。
(2)已签合同电量等。
(3)直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
11.3.3 电网企业应及时披露以下信息：
(1)输配电价标准、政府性基金及附加、损耗率、线损折价等。
(2)年度、月度电力供需预测，主要输配电设备典型时段的最大允许容量、预测需求容量、约束限制的依据等。
11.3.4 电力交易中心应及时披露以下信息：
(1)直接交易合同电量。
(2)由于电网安全约束限制了直接交易的具体输配线线路或输变电设备名称、限制容量、限制依据、该输配电设备上其他用户的使用情况、约束时段等。
(3)直接交易电量执行、电量清算、电费结算等。
(4)其他直接交易相关的公共信息。
11.4保密规定
11.4.1 除公开披露信息外(私有信息具有保密性)，未经电力监管机构批准，市场主体和市场运营机构不得向其他市场主体透露私有信息。
11.4.2 电力交易中心不得向其他市场主体透露交换信息。
11.4.3 公开信息、私有信息和交换信息具有保密性，未经电力监管机构批准，市场主体不得向公众透露这三类信息。
11.4.4 泄密事件涉及权益当事人的，该当事人可向电力监管机构提出对泄密责任人的申诉。
11.4.5 以下属于例外情况：
(1)应司法、仲裁机构要求透露、使用或者复制该信息时;
(2)应法律、争议解决程序、仲裁程序要求使用或复制该信息时。
12.市场干预及终止
12.1 市场主体和市场运营机构均可向自治区电力主管部门、能源监管机构申请市场干预。
12.2 发生以下情况时，能源监管机构会同政府有关部门进行市场干预。
(1)市场主体滥用市场力、串谋及其它严重违约等情况导致市场秩序受到严重扰乱;
(2)交易平台发生故障，直接交易无法正常进行时;
(3)其它情况。
12.3 出现下列情形之一时，市场运营机构可以进行市场干预，并报政府电力主管部门备案：
(1)系统出力不足以至无法按市场规则正常运行时;
(2)系统内发生事故危及电网安全时;
(3)自动化系统、数据通信系统等发生故障导致交易无法正常进行;
(4)其他必要的情形。
12.4 市场干预的主要手段包括：
(1)暂停市场交易;
(2)改变市场交易时间、暂缓市场交易;
(3)调整市场限价;
(4)调整市场交易电量。
12.5 干预期间，进行干预的市场运营机构应详细记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和后果等，并报政府电力主管部门备案。
12.6 可根据情况选择如下干预方式：
(1) 暂停市场交易;
(2) 推迟市场交易;
(3) 调整交易结果;
(4) 其他干预手段。
12.7 电力监管机构和政府主管部门可根据《电力市场监管办法(试行)》等文件决定中止或恢复电力市场。
12.8 市场中止期间，各市场主体应按照电网调度管理规程，根据电力调控中心的调度指令，严格执行调度计划。
13.争议与违规处理
13.1 市场运营过程中，市场成员之间发生争议时，可以通过以下方式处理：
(1) 双方协商解决;
(2) 书面提请调解，能源监管机构会同有关部门依据《电力争议调解暂行办法》实施调解和裁决;
(3) 申请仲裁;
(4) 提出司法诉讼。
13.2 电力用户和发电企业有下列行为之一的，经核实并报能源监管机构同意，予以强制退出，并根据国家有关规定予以查处。
(1)提供虚假材料或其它欺骗手段取得市场准入的;
(2)违反国家电力或环保政策并受处罚的;
(3)互相串通报价，操纵或控制市场交易，哄抬或打压交易价格的;
(4)将所购交易电量转售或变相转售给其他用户的;
(5)拖欠直接交易及其它电费的;
(6)不按交易结果签订合同的;
(7)无正当理由，不履行已签订的交易合同或协议的;
(8)不服从电网调度命令的;
(9)其它违反交易规则行为并造成严重后果的。
13.3 政府电力主管部门根据国家法规、规章相关条款的规定，对市场成员违反本细则的行为予以处罚。
14.针对直接交易中的名词解释
1. 直接交易：指符合准入条件的电力用户与发电企业按照自愿参与、自主协商的原则直接进行的购售电交易，电网企业按规定提供输配电服务。
2. 市场主体：指符合市场准入条件、在电力交易平台注册的电力用户、发电企业、电网企业。市场主体可分为电力用户、发电企业和输电主体。
3. 可再生能源：指风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石能源。
4. 中长期交易：指交易期限为两年至五年的电力交易。
5. 直接交易价格：指在发电企业上网计量点计量的直接交易电量上网价格。
6. 集中撮合交易：指电力用户、发电企业通过交易运营系统直接进行电价、电量需求申报，按照市场规则进行交易出清的交易组织方式。
7. 双边协商交易：指电力用户、发电企业自主自愿协商确定交易电量、交易方案、结算价格的交易组织方式。
8. 转让交易：指市场主体以市场方式将原交易合同全部或部分权利义务转移给其他方。
9. 安全校核：对电力用户与发电企业申报的双边协商交易意向，或市场出清形成的无约束交易结果进行发电、输配电和用电过程模拟分析，确定是否满足电网安全稳定和发电能力约束条件的过程。
10. 工作日：指除星期六、星期日及法定节假日以外的公历日。
11. 购网电量：指电力用户按照政府核定目录电价向电网企业购买的电量。
12. 违约电量：指直接交易(或购网计划)实际执行电量与合同电量(或购网计划电量)发生偏差时，超过偏差允许范围的偏差电量。
13. 电力用户直接交易用电量：指电力用户实际用电量中对应于直接交易合同、应按照合同条款结算的电量。
14. 发电企业直接交易上网电量：指发电企业上网电量中对应于直接交易合同、应按照合同条款结算的电量。
15. 用户绝对超用电量：当用户的实际用电量超过直接交易合同电量与购网计划电量之和允许偏差上限时，多用的电量按照目录电价的110%结算，称为用户绝对超用电量，属于用户违约电量的一种。在试点过程中对购网部分绝对超用不收取违约金。
16. 用户相对超用电量：用户的直接交易用电量多于发电企业上网电量，超出部分按照目录电价的110%结算，称为用户相对超用电量，对应于电厂少发违约电量。
17.用户合同少用电量：用户的合同结算电量低于合同电量允许偏差范围下限，二者之差为用户少用电量，属于用户违约电量的一种。
18. 用户购网少用电量：用户的购网结算电量低于购网计划电量允许偏差范围下限，二者之差为用户购网少用电量，属于用户违约电量的一种。
19. 电厂超发电量：当用户的合同执行电量少于直接交易合同电量允许偏差下限，对应电厂多发的电量由电网企业收购，并按照90%核定上网电价结算，这部分电量称为电厂超发电量。
20. 电厂少发电量：当发电企业的上网电量少于用户直接交易用电量时，二者之差为电厂少发电量，属于发电企业违约电量。
