北极星售电网从国家能源局西北监管局获悉，为规范宁夏自治区电力中长期交易，依法维护市场主体合法权益，根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）、国家发展改革委国家能源局《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源〔2016〕2784号）的有关要求，结合宁夏自治区电力体制改革实际，《宁夏电力中长期交易规则（暂行）》（征求意见稿）近日发布。
一起来看通知全文：
关于征求《宁夏电力中长期交易规则（暂行）》（征求意见稿）意见建议的通知
国网西北分部，国网宁夏电力公司，宁夏电力交易中心，宁夏各有关发电企业、售电企业、电力用户：
为规范宁夏自治区电力中长期交易，依法维护市场主体合法权益，根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）、国家发展改革委国家能源局《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源〔2016〕2784号）的有关要求，结合宁夏自治区电力体制改革实际，我们组织制定了《宁夏电力中长期交易规则（暂行）》（征求意见稿）。现送你单位征求意见，请于3月25日前将有关意见同时书面反馈至西北能源监管局和宁夏自治区经信委，逾期未反馈视为无意见。《宁夏电力中长期交易规则（暂行）》（征求意见稿）电子文档可在西北能源监管局（http://xbj.nea.gov.cn）“通知公告”中进行下载。
西北能源监管局
联系人：吕锐
电话：029-8100803315191898777
传真：029-81008052
邮箱：abc6742@163.com
宁夏自治区经信委
联系人：马彩霞
电话：13619590267
传真：0591-6038959
邮箱：120657862@qq.com
附件:宁夏电力中长期交易规则（暂行）（征求意见稿）
国家能源局西北监管局 宁夏回族自治区经济和信息化委员会
2017年3月21日
宁夏电力中长期交易规则（暂行）
（征求意见稿）
第一章总则
第一条为规范宁夏电力现货市场启动前的电力中长期交易，依法维护电力市场主体的合法权益，保证电力市场建设工作统一、开放、竞争、有序，根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及其配套文件、《电力中长期交易基本规则《暂行》（发改能源[2016]2784）及《宁夏自治区电力体制改革综合试点方案》制定本规则。
第二条本规则适用于宁夏区内现阶段开展的电力直接交易、合同电量转让交易、跨省跨区交易、辅助服务交易等。随着竞争性环节电价放开或者发用电计划电量放开达到一定比例，或者合同执行偏差电量无法按照本规则规定的方法解决时，宁夏将启动电力现货市场建设，建立以电力中长期交易和现货交易相结合的市场化电力电量平衡机制。
第三条本规则所称电力中长期交易，主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立辅助服务提供者等市场主体，通过自主协商、集中竞价等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周等日以上的电力交易。
优先发电电量和基数电量视为厂网双边交易电量，签订厂网间购售电合同，纳入电力中长期交易范畴，其全部电量的交易、执行和结算均需符合本规则相关规定。
第四条电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。
任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。
第五条西北能源监管局和自治区经济和信息化委依法履行宁夏电力中长期交易监管职责。
第二章市场成员
第六条市场成员包括各类发电企业、售电企业、电网企业、电力用户、独立辅助服务提供者、电力交易机构和电力调度机构等。
第七条发电企业的权利和义务：
(一)按规则参与电力市场交易，执行优先发电等合同，签订和履行市场化交易形成的购售电合同;
(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;
(三)执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务;
(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;
(五)法律法规规定的其他权利和义务。
第八条售电企业、电力用户的权利和义务：
(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同，提供直接交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他生产信息;
(二)获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加等;
(三)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;
(四)服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度机构要求安排用电;
(五)遵守自治区经济和信息化委有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰;
(六)法律法规规定的其他权利和义务。
第九条独立辅助服务提供者的权利和义务：
(一)按规则参与辅助服务交易，签订和履行辅助服务合同;
(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;
(三)服从电力调度机构的统一调度，按调度指令和合同约定提供辅助服务;
(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和辅助服务等相关信息;
(五)法律法规规定的其他权利和义务。
第十条电网企业的权利和义务：
(一)保障输配电设施的安全稳定运行;
(二)为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务;
(三)服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统;
(四)向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务;
(五)按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金与附加等;
(六)预测并确定优先购电用户的电量需求，执行厂网间优先发电等合同;
(七)按政府定价向优先购电用户以及其他不参与市场交易的电力用户提供售电服务，签订和履行相应的供用电合同和购售电合同;
(八)按规定披露和提供信息;
(九)法律法规规定的其他权利和义务。
第十一条电力交易机构的权利和义务：
(一)组织各类交易，负责交易平台建设与运维;
(二)拟定相应电力交易实施细则;
(三)编制交易计划;
(四)负责市场主体的注册管理;
(五)提供电力交易结算依据(包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输电服务费等)及相关服务;
(六)监视和分析市场运行情况;
(七)建设、运营和维护电力市场交易技术支持系统;
(八)配合西北能源管理局和自治区经济和信息化委对市场运营规则进行分析评估，提出修改建议;
(九)按规定披露和发布信息;
(十)法律法规规定的其他权利和义务。
第十二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)向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易机构履行市场运营职能;
(四)合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行(因电力调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时，由电力调度机构所在电网企业承担相应的经济责任);
(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。
第三章中长期交易品种、周期和方式
第十三条中长期交易品种包括电力直接交易、合同电量转让交易、跨省跨区交易，以及辅助服务补偿交易等。宁夏将适时开展分时(如峰谷平)电量交易，鼓励双边协商交易约定电力交易(调度)曲线。
第十四条电力直接交易指符合准入条件的电力市场主体按照自愿参与的原则，通过双边协商交易、集中撮合交易或挂牌交易等市场化交易方式，直接进行的购售电交易，电网企业按规定提供输配电服务。
第十五条合同电量转让交易主要包括优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等转让交易。有优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等的发电企业，拥有直接交易合同、跨省跨区交易合同等的售电企业可以参与合同转让交易。
享有优先发电政策的热电联产机组“以热定电”电量、余热余压余气优先发电电量等不得转让，可再生能源调峰机组优先发电电量可以进行转让。
第十六条发电企业之间可以签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，经电力调度机构安全校核通过后，由另一方代发部分或全部电量，在事后补充转让交易合同，并报电力交易机构。
第十七条电力中长期交易主要按照年度和季度开展，月度交易为补充。有特殊需求时，也可以开展年度以上或者月度内交易。
第十八条电力中长期交易方式主要为双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式。
(一)双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量(电力)、电价，形成双边协商交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。双边协商交易应当作为主要的交易方式。
(二)集中竞价交易指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，电力交易机构考虑安全约束进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量(辅助服务)与成交价格等;鼓励按峰、平、谷段电量(或按标准负荷曲线)进行集中竞价。
(三)挂牌交易指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。
第四章市场准入与退出
第十九条参加市场交易的发电企业、电力用户、售电企业以及辅助服务提供者，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。内部核算的企业，经法人单位授权，可以参与相应电力交易。
第二十条直接交易的市场准入条件：
(一)发电企业准入条件
1.依法取得核准和备案文件，取得电力业务许可证(发电类);
2.符合国家产业政策，国家规定的环保设施正常投运且达到环保标准要求;
3.常规燃煤火电机组单机容量在200MW及以上；鼓励风电、太阳能发电等清洁能源参与直接交易，水电企业暂不参与直接交易。随着电力市场化改革的深入，根据实际情况适当扩大准入范围。
4.并网自备电厂在公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费后，可作为合格的市场主体参与市场交易。
(二)电力用户准入条件
1.10千伏及以上电压等级，符合国家和地方产业政策及节能环保要求；
2.符合电网接入规范，满足电网安全技术要求。
3.拥有自备电源的用户应当按规定承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费;
4.落后产能、违规建设和环保不达标、违法排污项目不得参与;
5.执行惩罚性电价的电力用户不得参与。
6.鼓励优先购电的企业和电力用户自愿进入市场;
7.参与直接交易的用户应开展电力需求侧管理，
8.自治区经济和信息化委动态更新准许参与宁夏电力直接交易的电力用户目录。随着电力市场化改革的深入，将采用负面清单、注册制方式，全面放开电力用户参与直接交易。
(三)售电企业准入条件
1.售电企业应按照《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)有关规定，在交易机构完成市场成员注册。
2.自治区经济和信息化委动态更新准许参与电力直接交易的售电公司目录。随着电力市场化改革的深入，将采用负面清单、注册制方式，全面放开售电企业参与直接交易。
第二十一条参加电力中长期交易的市场成员应提前在交易机构完成市场成员注册。发电企业、电力用户等市场主体参照《售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)有关规定履行注册、承诺、公示、备案等相关手续。
第二十二条市场主体变更注册或者撤销注册，应当按照有关规定，向电力交易机构提出申请变更或撤销注册，按程序公示后，方可变更或者撤销注册。当已注册的市场主体不能继续满足市场准入条件时，由宁夏电力交易机构报西北能源监管局核实后，予以撤销注册。
第二十三条市场主体进入市场后退出的，原则上3年内不得参与电力市场交易。由自治区经济和信息化委向社会公示。
第二十四条市场主体被强制退出或者自愿退出市场的，按合同约定承担相应违约责任，电力调度机构不再继续执行涉及的合同电量。
第五章价格机制
第二十五条电力中长期交易的成交价格由市场主体通过自主协商等市场化方式形成。计划电量随着政府定价的放开采取市场化定价方式。
自愿参与市场交易的电力用户可以全部电量进入市场，未在市场上获得合同的电量，执行目录电价，随着电力市场化改革的深入，将取消目录电价，执行现货市场电价;符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户，可向售电企业(包括保底供电企业)按照目录电价购电;不符合准入条件的电力用户由所在地供电企业按政府定价提供供电服务。
第二十六条电力直接交易输配电价按照核定的价格执行。相关政府性基金及附加按国家有关规定执行。
参与直接交易的峰谷电价电力用户，可以继续执行峰谷电价，直接交易电价为平段电价，峰、谷电价按现有峰平谷比价计算，电力用户不参与分摊调峰费用。
采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户，不再执行峰谷电价，按直接交易电价结算。
第二十七条双边交易价格按照双方合同约定执行;集中竞价交易按照统一出清价格或根据双方申报价格确定;挂牌交易价格以挂牌价格结算。
集中竞价采用统一出清的，可以根据买方申报曲线与卖方申报曲线交叉点对应的价格确定，或者根据最后一个交易匹配对的成交价格确定;采用撮合成交的，根据各交易匹配对的申报价格形成成交价格(比如卖方报价和买方报价的平均值)。具体成交方式在交易前的公告中明确。
第二十八条合同电量转让交易价格为合同电量的出让或者买入价格，不影响出让方原有合同的价格和结算。区内合同电量转让、回购，以及跨省跨区合同回购不收取输电费和网损。跨省跨区合同转让应当按潮流实际情况考虑输电费和网损。
第二十九条双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价或者结算价格设置上、下限。
第六章交易组织
第三十条自治区经济和信息化委负责组织拟定年度直接交易电量总规模，发布年度优先发电权、优先购电权、火电基数电量等信息。
第三十一条中长期交易应在宁夏电力交易平台进行。由宁夏电力交易平台确认并出清的交易结果方为有效。
第三十二条中长期直接交易按周期分为多年（两年及以上）交易、年度交易、季度（或月度）交易。如确有必要可组织开展月内交易。
参与多年交易的电力用户，上年用电量须在3亿千瓦时及以上；参与年度交易的电力用户，上年用电量须在1亿千瓦时及以上。
参与季度（月度）中长期交易的电力用户月用电量不得低于100万千瓦时。
符合准入条件的自备电厂，低于宁夏电网火电年度平均利用小时（预测值）的部分可参与区内直接交易。
第三十三条开展年度交易时遵循以下顺序：
1.自治区经济和信息化委预测跨省跨区优先发电。确保跨省跨区送受电中国家计划、地方政府协议送电量优先发电。
2.自治区经济和信息化委确定区内优先发电量、优先购电量。结合宁夏电网安全、供需形势、电源结构等，科学优先安排国家规划内的风电、太阳能等可再生能源保障性收购小时以及热电联产以热定电优先发电小时，测算年度优先购电量。
3.自治区经济和信息化委拟定年度直接交易电量总规模。结合宁夏电网年度电力电量平衡预测及优先发电量、优先购电量规模，确定全年直接交易电量总规模。
4.确定燃煤发电企业基数电量。根据宁夏年度发电预测情况，减去上述环节优先发电和年度直接交易总规模，剩余发电需求在燃煤发电企业中分配，作为其年度基数电量。随着电力市场化进程的深入，宁夏将逐年缩减燃煤发电企业基数电量，直至完全取消。
第三十四条根据确定的优先发电量、基数发电量，在每年年度双边交易开始前，签订厂网间年度优先发电量、基数发电量合同，约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。
年度交易开始前仍未确定优先发电量的，可由电力调度机构参考历史情况测算，预留足够的优先发电空间，确保交易正常进行。
第三十五条每年11月底，电力交易机构通过技术支持系统发布次年度电力交易市场相关信息，包括但不限于：
(一)次年关键输电通道剩余可用输送能力情况;
(二)次年直接交易电量需求预测;
(三)次年跨省跨区交易电量需求预测;
(四)次年各类机组优先发电量、基数电量信息，剩余可发电量上限。
第三十六条每月15日前，电力交易机构应通过交易平台发布次季度（月度）电力交易相关信息，包括但不限于：
(一)次季度（月度）关键输电通道剩余可用输送能力情况;
(二)次季度（月度）直接交易电量需求预测;
(三)次季度（月度）跨省跨区交易电量需求预测;
(四)次季度（月度）各机组剩余可发电量上限。
第三十七条每年12月8日前，宁夏电力交易机构开放电力交易平台，组织次年中长期直接交易。达成交易意向的交易主体，在交易平台上分月申报次年交易电量电价。年度交易方式原则上仅采取双边协商方式，如有特殊需要，可采取其他方式。
第三十八条电力交易机构在年度交易申报期截止后1日内将无约束交易结果提交相关电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应当在5日内将校核结果返回电力交易机构。
交易机构应在收到校核结果的1日内发布经调度机构安全校核后的交易结果。
第三十九条季度末月的16-17日开放电力交易平台，组织双边协商交易。达成交易意向的交易主体，在交易平台上分月申报次季度电量电价。
如有必要，交易机构应于23日前组织完成季度集中撮合交易或挂牌交易。
第四十条电力交易机构在季度交易申报期截止后1日内将无约束交易结果提交相关电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应当在3日内将校核结果返回电力交易机构。
交易机构应在收到校核结果的1日内发布经调度机构安全校核后的交易结果。
第四十一条每月24日（无季度交易的月份，应提前至20日），宁夏电力交易机构开放电力交易平台，组织符合准入条件的新增电力用户与发电企业开展次月直接交易。月度交易方式以交易效率较高为原则，采取双边协商、集中竞价、挂牌交易之一种组织交易。
第四十二条电力交易机构在月度交易申报期截止后1日内将无约束交易结果提交相关电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应当在1日内将校核结果返回电力交易机构。
交易机构应在收到校核结果的1日内发布经调度机构安全校核后的交易结果。
第四十三条市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布当日向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构在当日给予解释。市场主体对交易结果无异议的，应当在结果发布当日通过技术支持系统返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。交易结果确认后，由交易机构交易人员在技术支持系统生成电子合同。
第四十四条交易机构发布经调度机构安全校核后的交易结果并生成电子合同后，发电企业、售电企业的合同即可进行转让，但应早于月度计划开始执行4日之前完成。
第四十五条每月15-24日开放交易平台，受理并组织合同中止、转让、变更、调整交易。合同中止、变更、调整申请应由合同购售电双方协商一致共同提出。合同转让交易不得损害购电方或其他第三方利益。
调度应在3日内完成合同中止、转让、变更、调整交易的安全校核。
合同中止、转让、变更、调整交易的安全校核优先于同时提交的其他交易。
第四十六条电力交易机构在各类年度交易结束后，应于12月27日前将优先发电合同、基数电量合同、直接交易、跨省跨区交易和合同转让交易的结果进行汇总，发布年度汇总后的交易结果和分项交易结果。
第四十七条电力交易机构在各类季度（月度）交易结束后，应于月度计划开始执行4日前将分解到月的优先发电合同、基数电量合同、直接交易、跨省跨区交易和合同转让交易的结果进行汇总，发布季度（月度）汇总后的交易结果和分项交易结果。
第四十八条电力调度机构应按该交易结果合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。
第七章合同的签订与变更
第四十九条为了提高效率，切实起到合同对交易执行的约束性作用，市场化交易合同由入市承诺书（范本另行发布）和电子合同共同组成。其中，入市承诺书为市场主体在参与中长期交易前签订的纸质文件，主要内容均为购售电合同及输配电合同的公共条款；电子合同为电力交易平台生成的电子合同或交易结果汇总，仅包括交易主体、成交电量、成交电价等要素。交易各方可以不再签订市场化交易纸质合同。
第五十条市场主体可以通过合同中止、变更或调整等方式降低违约风险；发电企业还可以通过合同转让、签订并执行互保协议等方式降低违约风险。
第五十一条合同转让
为降低合同违约风险，允许发电企业将其中长期交易合同电量的全部或部分转让给其他发电企业。受让方应保证有能力执行转让合同。同一结算周期内，受让多笔合同的，按照合同转让时间顺序执行并结算。其他限制性条件有：
1.受让方应为所受让合同交易类型的准入成员；
2.在一个结算周期内，一个市场主体不得同时作为同一类交易合同的受让方和出让方；
3.在一个结算周期内，发电企业将受让的合同或受让合同同一交易品种的其他合同进行转让时，不得盈利。
第五十二条合同的变更与调整
电力市场交易双方根据中长期交易结果，在保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下，可以对中长期交易合同中次月及以后各月分解计划提出调整要求，报送电力交易机构，经安全校核后，作为月度发电安排和月度交易电量结算的依据。
变更与调整原则：
1.合同变更只能减少合同总电量，不能增加合同总电量；
2.可以在中长期交易合同总量不变的前提下，调整中长期交易合同分月计划。
3.为降低对交易计划波动的不利影响，单月计划调整范围应在原合同月度平均值的2倍以内。
第五十三条互保协议的签订与执行。
为降低违约风险，各发电企业间、售电公司间可签订电力合同互保协议，互保协议应在交易机构、调度机构备案。当出现机组非停、新能源预测偏差等原因导致调度机构需临时变更机组发电计划曲线，使月度交易计划不能完成时，发电企业应按照调度机构要求，在结算前5日将月度交易合同中的一部分转移至有能力的互保方替代执行。
履行互保协议的应在交易平台补录合同转让交易并生成电子合同。
第五十四条合同中止、转让、变更与调整须执行中长期交易组织有关规定，按月在交易平台上申报。
第八章合同电量偏差与违约电量的处理
第五十五条合同电量偏差是因月度用电量预测偏差，月度新能源可接纳能力预测偏差，个别新能源场站电量计划与发电能力不对应，以及电网安全约束等原因，调度机构按照保障电网安全、保障电力供给，降低弃风弃光率等原则，临时调整发电计划，导致市场成员月度计划完成出现的偏差。
因市场成员自身原因导致的月度计划完成偏差属于违约电量，执行相关合同约定。
第五十六条中长期合同执行偏差通过在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理(即优先发电、基数电量合同优先结算)。
第五十七条预挂牌月平衡偏差方式是指月度交易结束后(如果不需要开展月度交易，可以直接开展预挂牌)，通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序(按照增发价格由低到高排序)和下调机组调用排序(按照补偿价格由低到高排序)。每月最后7日，电力调度机构根据各机组整体合同完成率，判断当月基本电力供需形势。当电力供需形势紧张时(月度系统实际用电需求大于月度系统总合同电量时)，基于预挂牌确定的机组排序，满足电网安全约束的前提下，优先安排增发价格较低的机组增发电量，其余机组按合同电量安排发电计划;当电力需求不足时(月度系统实际用电需求小于月度系统总合同电量时)，优先安排补偿价格较低的机组减发电量，其余机组按照合同电量安排发电计划。
第九章安全校核与交易执行
第五十八条电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。直接交易、合同转让交易、合同变更与调整必须通过电力调度机构安全校核。涉及跨省跨区的交易，须提交相关电力调度机构共同进行安全校核。安全校核的主要内容包括但不限于：通道阻塞管理、机组辅助服务限制等内容。
第五十九条为保障系统整体的备用和调频调峰能力，在各类市场交易开始前，电力调度机构可以根据机组可调出力、检修天数、系统负荷曲线以及电网约束情况，折算得出各机组的可发电量上限，对参与市场交易的机组发电利用小时数提出限制建议。
第六十条电力调度机构在各类市场交易开始前应当按照规定及时提供关键通道输电能力、关键设备检修计划等电网运行相关信息，由电力交易机构予以公布。
第六十一条安全校核应在规定的期限内完成。安全校核未通过时，电力调度机构需出具书面解释，由电力交易机构予以公布。
第六十二条安全校核未通过时，对于双边协商交易，按时间优先、等比例原则进行削减;对于集中竞价交易，按价格优先原则进行削减，价格相同时按发电侧节能低碳电力调度的优先级进行削减。对于约定电力交易曲线的，最后进行削减。已完成的交易，不能通过月度安全校核的，市场成员应尽快进行合同转让或合同变更、调整。
第六十三条电力系统发生紧急情况时，电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度，并在事后向西北能源监管局和自治区经济和信息化委书面报告事件经过。紧急情况导致的经济损失，有明确责任主体的，由相关责任主体承担经济责任。
第六十四条电力交易机构根据合同中约定的月度电量分解安排和各类月度交易成交结果，形成发电企业的月度发电安排，包括优先发电、基数电量和各类交易电量。电力调度机构应当合理安排电网运行方式并保障执行。
第六十五条电力调度机构负责执行月度发电计划;电力交易机构每日跟踪和公布月度发电计划执行进度情况。市场主体对月度发电计划执行提出异议时，电力调度机构负责出具说明，电力交易机构负责公布相关信息。
对于电力直接交易合同约定交易曲线的，其中发电企业部分合同约定了交易曲线的，电力调度机构根据系统运行需要，运行前安排无交易曲线合同的发电曲线，与合同约定曲线叠加形成次日发电计划;发电企业全部合同约定了交易曲线的，按合同约定曲线形成次日发电计划。
未约定交易曲线的电力直接交易合同以及优先发电合同和基数电量合同，由电力调度机构根据系统运行需要安排机组的发电计划。
第十章辅助服务
第六十六条辅助服务执行西北区域辅助服务管理实施细则及并网运行管理实施细则。
第六十七条辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。鼓励储能设备、需求侧参与提供辅助服务，允许第三方参与提供辅助服务。
第六十八条按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，按照辅助服务效果确定辅助服务计量公式，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。
第六十九条鼓励采用竞争方式确定辅助服务提供主体。电力调度机构根据系统运行需要，确定调峰、自动发电控制、备用等服务总需求量，各主体通过竞价的方式提供辅助服务。辅助服务提供主体较多的地区，可以通过竞价方式统一购买系统所需的无功和黑启动服务。
第七十条电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务技术要求，并且与发电企业按照统一标准进行补偿。电力用户辅助服务费用随电力用户电费一并结算。
第七十一条电力直接交易双方发用电曲线一致的，对应电量不分摊调峰辅助服务补偿费用;剔除直接交易曲线后的剩余发电曲线，对应电量分摊调峰辅助服务补偿费用。
第七十二条加强需求侧管理。在负荷控制系统、用电信息采集系统基础上，推广用电用能在线监测和需求侧响应，积极培育电能服务，参与市场竞争，逐步形成需求侧机动调峰能力，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡。
第十一章计量和结算
第七十三条发电企业、电力用户电量计量装置安装规范分别执行发电企业与电网企业签订的《购售电合同》、电力用户与电网企业签订的《供用电合同》相关规定。
第七十四条电力用户和发电企业暂时保持现有计量抄表周期和方式，电网公司应创造条件尽快过渡到按照电力市场结算要求的计量抄表周期和方式。
第七十五条当出现计量数据不可用时，由电能计量检定中心确认并出具报告，结算电量由电力交易机构组织相关市场主体协商解决。
第七十六条电费一般执行按月清算、结账原则;周(日)交易，按周(日)清算，按月结账。电力交易机构负责向市场主体出具结算依据，市场主体根据相关规则进行资金结算。
各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变，并由电网企业承担电力用户侧欠费风险，保障交易电费资金安全。
第七十七条发电企业和电力用户的合同偏差分开结算。
结算流程和结算价格如下：
(一)发电侧
1.机组实际上网电量小于其月度基数电量时，按政府批复的上网电价结算实际上网电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按调增最高预挂牌价格的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于考核。
2.机组实际上网电量大于其月度基数电量但小于月度基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算基数电量，按其所签订的市场合同加权平均价结算剩余电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按调增最高预挂牌价格的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于考核。
3.机组实际上网电量大于其月度基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算基数电量，按合同价格结算各类市场合同电量;提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿;因自身原因导致的超发电量按预挂牌价格的最低价结算。
4.全部合同均约定交易曲线的发电企业，根据每日的实际发电曲线考核偏差电量。各时段，因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易最低成交价结算;因自身原因导致的少发电量按合同约定向有关方支付违约金；提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿。
(二)电力用户侧
1.市场电力用户实际月用电量超过其合同电量时，按其合同加权平均价结算总合同电量，超用电量按目录电价结算。用户全电量参与市场时，超用电量按照上调服务的加权平均价结算。
2.市场电力用户实际用电量小于其合同电量时，按其合同加权平均价结算实际用电量。2%以内的少用电量免于承担违约责任，2%以外的少用电量按调增最高预挂牌价格的10%支付偏差考核费用。
3.对于约定交易曲线的用户，根据每日实际用电曲线考核偏差电量。每日各时段的累计超用电量按目录电价结算;每日各时段的累计少用电量，2%以内的少用电量免于承担违约责任，2%以上的少用电量按合同约定承担违约责任并向相关方支付违约金。
(三)发电企业、电力用户偏差考核费用，以及上调服务所增加的电网企业结算正收益，统一用于支付下调机组的补偿费用及市场化电量结算偏差，盈余或缺额部分由所有统调发电企业按上网电量比重返还或分摊。
第七十八条对于电网故障、电网改造等非不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由电网企业承担相关偏差考核费用;对于不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由所有市场主体共同分摊相关费用。
第十二章信息披露
第七十九条市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场成员有权访问并且不得向其他市场成员公布的数据和信息。
第八十条市场成员应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，披露电力市场信息。
电力交易机构、电力调度机构应当公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。
电力交易机构负责市场信息的管理和发布，会同电力调度机构及时向市场主体发布市场需求信息、电网阻塞管理信息、市场交易信息、辅助服务信息、电网拓扑模型、发电机组检修计划、电网检修计划等。
第八十一条在确保安全的基础上，市场信息主要通过电力市场技术支持系统、电力交易机构网站进行披露。
电力交易机构负责管理和维护电力市场技术支持系统、电力交易机构网站，并为其他市场成员通过技术支持系统、电力交易机构网站披露信息提供便利。各类市场成员按规定通过电力市场技术支持系统、电力交易机构网站披露有关信息，并对所披露信息的真实性、准确性和及时性负责。
第八十二条市场主体如对披露的相关信息有异议或疑问，可向电力交易机构、电力调度机构提出，由电力交易机构、电力调度机构负责解释。
第八十三条电力监管机构、政府电力管理部门、电力市场成员不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。
第八十四条西北能源监管局、自治区经济和信息化委负责监督信息披露工作。
第十三章附则
第八十五条本规则由西北能源监管局、自治区经济和信息化委负责解释。
第八十六条本规则自发布之日起施行。
