中国能源资讯网【国际能源网 讯】1月4日，新疆能监办发布关于印发《新疆电力中长期市场实施细则》的通知。细则中明确，集中式扶贫光伏发电项目、分布式新能源项目实行全额保障性收购，暂不参与新疆电力市场。鼓励分散式、分布式新能源项目、特许权新能源项目、示范类新能源平价上网项目参与中长期交易。
原文件如下：
新疆电力中长期交易实施细则
第一章 总则
第一条 为规范新疆电力中长期交易，依法维护电力市场主体的合法权益，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，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、国家发展改革委、国家能源局《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）和有关法律、法规规定，制定新疆电力中长期交易实施细则（以下简称：实施细则）。
第二条 本实施细则适用于新疆未开展电力现货交易条件下的电力中长期交易。待电力现货市场启动后，可结合实际，制定与现货交易相衔接的电力中长期交易规则。
第三条 本实施细则适用于新疆各类电力中长期交易包括电力批发交易，电力零售交易。电力批发交易指发电企业与电力用户或售电公司之间通过市场化方式进行的电能量交易。参与批发交易的电力用户为批发用户。电力零售交易主要指售电公司与电力用户之间进行的购售电交易。参与零售交易的电力用户为零售用户。
第四条 本实施细则所称电力中长期交易指发电企业、电力用户、售电公司等市场主体，通过双边协商、集中交易等市场化方式，开展的多年、年、多月、月、周、多日等电力批发交易。电网企业代购电交易分别按照新疆自治区、兵团电力主管部门有关方案、规则执行。
执行政府定价的优先发电量视为厂网间双边交易电量，签订厂网间购售电合同，相应合同纳入电力中长期交易合同管理范畴，其执行和结算均须遵守本实施细则。
电力辅助服务市场（补偿）机制相关规则另行制定。
第五条 电力市场成员应当严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的合法权益。
任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。
第六条 新疆自治区电力主管部门负责新疆区域内发用电计划放开实施方案制定，确保优先发用电计划对等放开，并根据职责依法履行监督评估职责。
第七条 国家能源局新疆监管办公室（以下简称“新疆能源监管办”）会同新疆自治区、兵团电力主管部门负责本实施细则的制定，根据职责依法履行市场监管职责。
第二章 市场成员
第八条 市场成员包括各类发电企业、电网企业、配售电企业（含拥有配电网运营权的售电公司、独立的售电公司）、电力交易机构、电力调度机构、电力用户、储能企业等。
第一节权利与义务
第九条 发电企业的权利和义务：
（一）按照本实施细则参与电力交易，签订和履行各类交易合同（含电子合同），按时完成电费结算；
（二）获得公平的输电服务和电网接入服务；
（三）签订并执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度；
（四）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供信息，获得市场化交易和输配电服务等相关信息；
（五）按本实施细则规定向调度机构和交易机构提供发电能力预测数据（预测出力数据）；
（六）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；
（七）涉及绿证交易的新能源企业应按新疆可再生能源电力消纳保障实施方案相关要求上报交易结果；
（八）法律法规规定的其他权利和义务。
第十条 电力用户的权利和义务：
（一）按照本实施细则参与电力市场化交易，签订和履行各类电力交易合同（含购售电合同）、输配电服务合同、供用电合同等，提供市场化交易所必须的电力电量需求、典型负荷曲线以及相关生产信息；
（二）获得公平的输配电服务和电网接入服务，按时支付购电费（含各类交易电量电费、辅助服务电费等）、输配电费、政府性基金及附加等；
（三）依法依规披露和提供信息，获得市场化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）按照电力调度机构要求安排用电；
（五）遵守政府电力主管部门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）依法依规履行清洁能源消纳责任；
（七）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；
（八）法律法规规定的其他权利和义务。
第十一条售电公司的权利和义务：
（一）按照本实施细则参与电力市场化交易，签订和履行市场化交易合同（含供用电合同）、购售电合同、输配电合同等，按时完成电费结算；
（二）依法依规披露和提供信息，在政府指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报；
（三）按照规则向电力交易机构、电力调度机构提供签约零售用户的交易电力电量需求、典型负荷曲线以及其他生产信息，获得市场化交易、输配电服务和签约市场主体的基础信息等相关信息，承担用户信息保密义务；
（四）依法依规履行清洁能源消纳责任；
（五）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；
（六）拥有配电网运营权的售电公司承担配电区域内电费收取和结算业务。同一配电区域内只能有一家公司拥有该配电网运营权。按国家有关规定和合同约定履行保底供电服务和普遍服务，在独立的售电公司无法为其签约用户提供售电服务时提供保底供电服务；
（七）已在电力交易平台注册生效的售电公司，在参与新疆区域电力市场交易时不受配电区域限制，可单独或同时在新疆区域内多个配电区域售电；
（八）配合电力交易机构开展批发、零售交易和结算工作;
（九）法律法规规定的其他权利和义务。
第十二条电网企业的权利和义务：
（一）保障电网以及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，提供报装、计量、抄表、收费等各类供电服务；
（三）建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统，服从电力调度机构的统一调度；
（四）按照电力企业信息披露和报送等有关规定，披露和提供信息，向电力交易机构提供支撑市场化交易和市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互；
（五）收取输配电费，代收代付电费和政府性基金及附加等，按时完成电费结算；
（六）预测非市场用户的电力、电量需求；按照政府相关规定向居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用户提供供电服务，保持居民、农业用电价格稳定；
（七）与优先发电电源（不含燃煤发电）签订厂网间购售电合同，优先用于保障居民、农业用户用电；按代理购电价格向未直接参与市场交易的工商业用户提供代理购电服务，签订供用电合同；
（八）预测代理购电工商业用户分时段用电量及典型负荷曲线，保障居民、农业用户的用电量规模单独预测；
（九）依法依规履行清洁能源消纳责任；
（十）法律法规规定的其他权利和义务。
第十三条电力交易机构的权利和义务：
（一）参与拟定新疆相关电力交易规则；
（二）提供各类市场主体的注册服务；
（三）按照本实施细则组织电力市场交易（含清洁能源消纳责任权重交易等），并负责交易合同的汇总管理；
（四）提供电力交易结算依据（包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输配电服务费等）以及相关服务，按照规定收取交易服务费；
（五）建设、运营和维护电力市场化交易技术支持系统（以下简称“电力交易平台”)；
（六）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和发布信息，提供信息发布平台，为市场主体信息发布提供便利，获得市场成员提供的支撑市场化交易以及服务需求的数据等；
（七）配合新疆能源监管办和自治区电力主管部门对市场规则进行分析评估，提出修改建议；
（八）监测和分析市场运行情况，依法依规干预市场，预防市场风险，并于事后向新疆能源监管办、自治区电力主管部门及时报告；
（九）对市场主体违反交易规则、扰乱市场秩序等违规行为进行报告并配合调查；
（十）配合开展市场主体开展信用评价工作，并及时向市场主体发布评价结果；
（十一）电力交易机构汇总新疆区域内市场成员参与的各类交易合同（含优先发电合同、市场交易合同等），形成新疆区域内发电企业的月度发电计划，同时依据月内（多日）交易，进行更新和调整，并向相应电力调度机构下达，同时依据信息披露规定向市场主体发布；
（十三）法律法规规定的其他权利和义务。
第十四条电力调度机构的权利和义务：
（一）负责安全校核；
（二）按照调度规程实施电力调度，负责新疆区域内电力中长期市场电力电量平衡分析和管理确保系统实时平衡，保障电网安全稳定运行；
（三）向电力交易机构提供安全约束边界和必开机组组合、必开机组发电量需求、影响限额的停电检修、关键通道可用输电容量等数据，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），保障电力市场正常运行；
（五）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供电网运行的相关信息，提供支撑市场化交易以及市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互；
（六）配合开展市场监控和风险防范工作；
（七）法律法规规定的其他权利和义务。
第二节 准入与退出
第十五条市场主体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。内部核算的市场主体经法人单位授权，可参与相应电力市场交易。
第十六条拥有储能设备（含电储能和抽水蓄能等）或具备需求侧响应（如可中断负荷、新能源友好型负荷、聚合体、充电桩等）条件的市场主体（发电企业或电力用户）可单独作为市场主体参与市场交易。
第十七条市场准入基本条件：
（一）发电企业
1.依法取得发电项目核准或者备案文件，依法取得或者豁免电力业务许可证（发电类）；
2.并网自备电厂公平承担发电企业社会责任、承担国家和地方电力主管部门依法依规设立的政府性基金及附加以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴，取得电力业务许可证（发电类），达到能效、环保要求，可作为发电市场主体参与市场化交易；
3.集中式扶贫光伏发电项目、分布式新能源项目实行全额保障性收购，暂不参与新疆电力市场。鼓励分散式、分布式新能源项目、特许权新能源项目、示范类新能源平价上网项目参与中长期交易。
4.探索新疆区域内，外送配套电源（含新能源）发电企业在专用直流送电通道之外的电力电量参与疆内市场化交易（含自备电厂调峰替代交易、不同调度控制区发电权交易等）；
5.新疆区域配电网内的常规电源（火电、水电等）的发电企业，暂不参与其他电网内的电力市场化交易，待条件成熟后，其规则另行制订；
6.关停机组符合新疆关停替代交易相关规定后，仅参与优先发电电量合同转让交易；
（二）电力用户
1.符合电网接入规范、满足电网安全技术要求，与电网企业签订正式供用电协议（合同）；
2.经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开，暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电。不符合国家产业政策的电力用户暂不参与市场化交易，产品和工艺属于淘汰类和限制类的电力用户严格执行现有差别电价政策；
3.拥有燃煤自备电厂的用户应当按照国家和地方电力主管部门规定，承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、支付系统备用费后，可作为合格的用户市场主体参与市场化交易；
4.符合新疆电力市场准入条件的电力用户（含局域电网企业、趸售县（团场）供电公司，兵团电网、增量配电网等电网内的电力用户）可自主或通过售电公司代理参与新疆市场交易。
同一合同执行周期内，电力用户不能同时与两家售电公司存在代理关系。
5.具备相应的计量能力或者替代技术手段，满足市场计量和结算的要求。
（三）售电公司准入条件按照国家和自治区对售电公司准入与退出有关规定执行。
第十八条参加批发交易的市场主体以及参加零售交易的电力用户均实行市场注册。其中，参加零售交易的电力用户的注册手续和程序可以适当简化。
第十九条参加零售交易的电力用户市场注册生效后，可通过电力交易平台发起绑定关系确认流程，经双方确认后确定售电公司代理关系，绑定双方名称应与代理购电合同(协议)双方名称一致。
第二十条参加市场化交易的电力用户全部电量需通过批发或者零售交易购买，且不得同时参加批发交易和零售交易。
第二十一条已参加市场化交易的电力用户，允许在合同期满的下一个年度，按照准入条件选择参加批发或者零售交易。
第二十二条已经选择市场化交易的发电企业和电力用户，原则上不得自行退出市场。有下列情形之一的，可办理正常退市手续：
1.市场主体宣告破产，不再发电或者用电；
2.因国家政策、电力市场规则发生重大调整，导致原有市场主体非自身原因无法继续参加市场的情况；
3.因电网网架调整，导致发电企业、电力用户的发用电物理属性无法满足所在地区的市场准入条件。
4.发电企业已连续停产三个月及以上且企业无恢复生产意愿。
上述市场主体，在办理正常退市手续后，执行自治区电力主管部门有关发用电政策，正常退市发电企业若政府安排优先发电计划，可执行优先发电计划，否则安排停机。售电公司退出条件按照国家和自治区对售电公司有关规定执行。
第二十三条退出市场的市场主体需妥善处理其全部合同义务。无正当理由退市的市场主体，原则上原法人以及其法人代表三年内均不得再选择市场化交易。
第二十四条无正当理由退市的电力用户，或已参与市场交易、改为电网企业代理购电的用户，其购电价格按新疆电力市场结算方案相关规则执行。
第二十五条完成市场注册且已开展交易的电力用户，合同期满后未签订新的交易合同但发生实际用电时，按照新疆电力市场结算方案相关规则执行。
第二十六条对于滥用市场操纵力、不良交易行为等违反电力市场秩序的行为，可进行市场内部曝光；对于严重违反交易规则的行为，可依据《电力监管条例》和地方电力主管部门有关规定处理。
第三章 市场注册、变更与注销
第二十七条市场注册业务包括注册、信息变更、市场注销以及零售用户与售电公司业务关系确定等。
第二十八条发电企业、电力用户、配售电企业根据交易需求和调度管理关系在相应的电力交易机构办理注册手续；售电公司自主选择一家电力交易机构办理注册手续。各电力交易机构共享注册信息，无须重复注册，按照自治区准入条件和本实施细则参与交易。
第二十九条市场主体参与电力市场化交易，应当符合国家和自治区电力主管部门确定的准入条件，在电力交易机构办理市场注册，按照自治区有关规定履行承诺、公示、注册、备案等相关手续。市场主体应当保证注册提交材料的真实性、完整性。发电企业、电力用户注册公示期不得小于3个自然日，售电公司注册公示期为1个月。
第三十条新注册的市场主体，应签订《电力市场化交易风险告知书》、《诚信承诺书》和《电力交易平台使用协议》；其中，售电公司应与电力交易机构签订《售电公司入市协议》和开展零售交易结算的委托协议，电力用户、售电公司应签订《可再生能源消纳承诺书》。
第三十一条公示期满无异议的市场主体，注册手续自动生效。电力交易机构将公示期满无异议的市场主体纳入自主交易市场主体目录，实行动态管理并向社会公布。
第三十二条电力交易机构应对公示期间被提出异议的市场主体的异议情况进行调查核实，并根据核实情况分类处理。
（一）如因公示材料疏漏缺失而产生异议，市场主体可以补充材料申请再公示。
（二）如因材料造假或不满足准入条件发生异议，市场主体自接到电力交易机构关于异议的告知之日起，5 个工作日内无法作出合理解释，或异议方未撤销异议的，电力交易机构退回市场主体的注册申请，将情况报送地方主管部门。
（三）已注册生效的市场主体，如因不满足准入条件发生异议的，市场主体自接到电力交易机构关于异议的告知之日起，5 个工作日内无法作出合理解释，或异议方未撤销异议的，电力交易机构暂停其市场化交易资格，将情况报送新疆能源监管办、自治区电力主管部门。
第三十三条企事业单位、机关团体等办理注册手续时应当关联用电户号等实际用电信息，并提供必要的单位名称、法人代表、联系方式等。
参与交易的市场主体，应当办理数字安全证书或者采取同等安全等级的身份认证手段。
第三十四条办理售电增项业务的发电企业，应当分别以发电企业和售电公司的市场主体类别进行注册。
第三十五条当国家和自治区电力主管部门政策调整或者交易规则发生重大变化时，电力交易机构可组织已注册市场主体重新办理注册手续。
第三十六条发电企业、电力用户注册信息发生重大变更时，应当在5个工作日内向电力交易机构提出变更申请，电力交易机构按照有关规定办理，并在7个工作日内完成审查。公示期满无异议的，电力交易机构向社会发布。发电企业、电力用户重大信息变更公示期不得小于3个自然日
发电企业、电力用户重大信息变更包括但不限于：
（一）市场主体类别、法人、业务范围、公司主要股东等有重大变化的。
（二）其他与市场准入资质要求相关的信息变更等。
（三）其他相关法律法规规定
售电公司重大信息变更按国家和自治区对售电公司有关规定执行。售电公司法人信息、公司股东、股权结构、从业人员、配电网资质等发生如下变化的，售电公司需重新签署信用承诺书并予以公示，公示期为 7 天。
第三十七条电力用户或者售电公司关联的用户发生并户、销户、过户、改名或者用电类别、电压等级等信息发生变化时，市场主体应当在电网企业办理变更的同时，在电力交易机构办理注册信息变更手续。业务手续办理期间，电网企业需向电力交易机构提供分段计量数据。电力交易机构完成注册信息变更后，对其进行交易结算，提供结算依据。
第三十八条退出市场的市场主体，应当及时向电力交易机构提出注销申请。电力交易机构应通过电力交易平台向社会进行公示，公示期为10个工作日，公示期内有异议的，应及时向电力交易机构提出，公示期满无异议，并已履行和处理完成交易合同相关事宜后予以注销。
第三十九条参加零售交易的电力用户与售电公司确定绑定关系后，电力交易机构应通过电力交易平台对绑定情况进行公示，公示期原则上不得小于3个工作日。公示期满无异议的，绑定双方业务关系自动生效。公示期异议属实的，电力交易机构退回绑定申请，将情况报送新疆能源监管办、地方电力主管部门。
第四十条零售用户与售电公司业务关系在协议存续期间难以维持的，妥善处理好已达成的市场化交易合同、向提供输配电服务的电网企业结清费用、提供达成中止业务关系的协议后，可以在交易平台按整月解除业务关系。零售用户与售电公司解除业务关系后，在重新与售电公司确定业务关系前，可由保底售电公司代理。保底售电相关要求按照国家售电公司管理办法和自治区电力主管部门有关规定执行。
第四十一条电力交易机构根据本实施细则相关原则编制市场主体注册流程、指南等，由市场管理委员会审议通过后，报新疆能源监管办和自治区电力主管部门备案后执行。
第四十二条电力交易机构按月将市场主体注册情况向新疆能源监管办、自治区电力主管部门备案，同时按照新疆有关信息披露管理办法要求向社会各市场主体公布。
第四章 交易品种和交易方式
第四十三条新疆电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易（包括电力直接交易、电网代理购电交易、新疆区域新能源发电企业与燃煤自备电厂调峰替代交易、跨省（区）外送（外购）），灵活开展发电权交易、合同转让交易。根据新疆统一电力市场发展需要适时开展输电权、容量等交易。
（一）电力直接交易：指符合准入条件的发电企业与电力用户（含售电公司）经双边协商、集中交易等方式达成的市场交易。
配电网经营区内符合准入条件的电力用户与公用电厂（接入国网新疆电力有限公司公网）开展直接交易的，参照全疆统一直接交易规则实施。
（二）新疆区域新能源发电企业与燃煤自备电厂调峰替代交易：是指可再生能源发电企业与符合条件的拥有燃煤自备电厂的生产企业之间通过市场化方式达成的可再生能源与自备电厂调峰替代交易，交易出清中标电量、电价（含新能源）。
（三）跨省（区）外送（外购）交易：是指符合准入条件的发电企业、售电公司、电力用户、电网企业等市场主体，通过双边协商、集中交易等市场化方式，与不同省级电网的其他市场主体开展的购电、送电交易。
（四）发电权交易：指符合准入条件的发电企业与其他发电企业经双边协商、集中交易等方式达成的市场交易。主要包括以下方式：
1.关停机组发电权交易：是指自治区电力主管部门确定的关停机组享有的优先发电量指标与符合准入条件的发电企业之间经双边协商、集中交易等方式达成的发电权益转让的替代交易。同等条件下关停机组发电权交易应由清洁、高效、环保、大容量机组替代关停机组，实现节能减排。
2.不同控制区发电权交易（主要包括配套电源与疆内电源发电权交易等）：一是指外送通道配套火电和配套新能源已有的合同指标与符合准入条件的其他发电企业之间经双边协商、集中交易等方式达成的不同控制区发电权交易；二是疆内火电已有合同指标与外送通道配套电源实施发电权交易。即为平衡交直流外送通道检修和配套电源故障、装机和送电时序、能力不匹配等情况形成的偏差电量，可开展配套新能源与燃煤自备电厂替代交易和与疆内火电替代交易等，配套火电与疆内火电发电权替代交易，来平衡偏差。可开展疆内（配套）新能源与局域电网内燃煤（自备）火电企业调峰替代交易。
（五）合同电量转让交易：指电力用户之间、发电企业之间、售电公司之间、电力用户与售电公司之间，就已有的合同电量开展的转让交易，涉及不同价格传导机制（含特殊输配电价）的合同转让，需购方、售方及电网企业签订三方协议。
（六）不可转让合同：一是余热、余压、余气优先发电量指标替代交易；二是地方电力主管部门规定的特殊支持性政策性分配的优先发电指标替代交易；三是有其他特殊约定的。
第四十四条根据交易标的物执行周期不同，中长期电能量交易包括年度（含多年、多月）电量交易（以某个或者多个年度、多个月度的电量作为交易标的物，并分解到月）、月度电量交易（以某个月度的电量作为交易标的物，并分解到日）、月内（多日）电量交易（以月内剩余天数的电量或者特定天数的电量作为交易标的物）等针对不同交割周期的电量交易。如有特殊需求的，也可以根据实际情况按照其他周期开展交易，必要时还可开展临时交易。
第四十五条积极推进分时段交易，分时段交易将24小时分为若干时段，以每个时段的电量作为交易标的，现货市场启动后，交易双方可自主协商交易曲线，由各个时段的交易结果形成各市场主体的中长期合同曲线。分时段交易和现货市场按照国家和自治区电力主管部门相关规则执行。
第四十六条电能量交易包括集中交易和双边协商交易两种方式。其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。
（一）双边协商交易：指市场主体之间自主协商交易电量（电力曲线）、电价，形成双边协商交易的初步意向，双边协商交易可分段申报电量、电价，交易开市期间通过电力交易平台确认，并经电力调度机构安全校核通过后形成交易结果。
（二）集中竞价（撮合）交易：交易申报截止时间前，市场主体通过电力交易平台申报电量、电价等信息，并经电力调度机构安全校核通过后，按照高低匹配、边际电价规则进行交易出清。集中竞价（撮合）交易可分段申报电量、电价，申报截止前以最后一次的有效申报作为最终申报。
（三）滚动撮合交易是指在规定的交易起止时间内，市场主体可以随时提交购电或者售电信息，也可分时段提交购电或售电信息，电力交易平台按照时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交。
（四）挂牌交易是指市场主体通过电力交易平台，将需求电量（分时段电量）或者可供电量的数量（分时段电量）和价格（分时价格）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。
第四十七条以双边协商和滚动撮合形式开展的电力中长期交易鼓励连续开市，以集中竞价交易形式开展的电力中长期交易应当实现定期开市。双边合同在双边交易申报截止时间前经购售双方协商一致均可提交或者修改。
第四十八条同一市场主体可根据自身电力生产或者消费需要，购入或者售出电能量。在单个批次的合同转让交易中，市场主体只能选择卖出或者购入。
为降低市场操纵风险，发电企业在单笔电力交易中的售电量不得超过其剩余最大发电能力，购电量不得超过其售出电能量的净值（指多次售出、购入相互抵消后的净售电量）。电力用户和售电公司在单笔电力交易中的售电量不得超过其购入电能量的净值（指多次购入、售出相互抵消后的净购电量）。
除电网安全约束外，不得限制发电企业在自身发电能力范围内的交易电量申报；发电权交易、合同转让交易应当遵循购售双方的意愿，不得人为设置条件，原则上鼓励清洁、高效机组替代低效机组发电。
第四十九条在优先安排优先发电合同输电容量的前提下，鼓励发电企业、电力用户、售电公司利用剩余输电容量直接进行跨区跨省交易。
新疆跨区跨省交易可以在区域交易平台开展，也可以在新疆电力交易平台开展；点对网专线输电的发电机组（含网对网专线输电但明确配套发电机组的情况）视同为受电地区发电机组，纳入受电地区电力电量平衡，根据受电地区发电计划放开情况参与受电地区电力市场化。
第五十条电力供应存在短缺风险时，可探索建立容量市场，保障长期电力供应安全。对于燃煤机组利用小时严重偏低时，可研究探索出台容量补偿机制。
第五章 价格机制
第五十一条除计划电量执行政府确定的价格外，电力中长期交易的成交价格应当由市场主体通过双边协商、集中交易等市场化方式形成，第三方不得干预。
第五十二条电能量市场化交易（含省内和跨区跨省）价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。
第五十三条双边交易价格按照双方合同约定执行。集中竞价交易可采用边际出清或者高低匹配等价格形成机制；滚动撮合交易可采用滚动报价、撮合成交的价格形成机制；挂牌交易采用一方或双方挂牌、摘牌成交的价格形成机制。
第五十四条双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中，为避免市场操纵以及恶性竞争，可对报价或者出清价格设置上、下限。价格上、下限原则上由新疆电力市场管理委员会提出，新疆能源监管办、自治区电力主管部门审定，应当避免政府不当干预。
集中交易出清原则：
（一）边际电价出清原则：购电方（用户侧）报价由高到低排序，售电方（发电侧）报价由低到高排序，根据购电方与售电方量价曲线交叉点对应的价格确定市场边际成交价格，或根据最后一个交易匹配对的成交价格确定（即：当购电方与售电方边际成交价格不一致时，则按两个价格的算术平均值作为市场成交价格执行）。边际点由两家及以上市场主体报价确定的，按各家该报价段电量比例分配成交电量。
（二）高低匹配出清原则：购电方（用户侧）报价由高到低排序，售电方（发电侧）报价由低到高排序，根据购电方与售电方各交易匹配对的申报价格形成成交价格（如购电方与售电方申报价格的算术平均值）。出清价格由两家及以上市场主体报价确定的，按各家该报价段电量比例分配成交电量。
（三）滚动撮合交易出清原则：在调度机构事先确定交易安全约束条件的情况下，交易开市期间根据市场主体随时申报的电量与价格信息，按照匹配规则，实时进行滚动撮合匹配出清。当交易对价差（交易对价差=买方申报价格–卖方申报价格）为正值或零时成交，负值时不能成交。系统根据申报数据实时匹配出清，申报时间相同的情况下，价差大的优先出清，申报时间以系统记录时间为准。
第五十五条新疆区域新能源发电企业与燃煤自备电厂调峰替代交易中，新能源发电企业电价按交易出清电价执行，燃煤自备电厂所属企业下网替代电量电价按新能源发电企业出清电价加上核定的输配电价执行，其他电价、费用等维持不变。
第五十六条跨区跨省交易受电地区落地价格由电能量交易价格（送电侧）、输电价格、辅助服务费用、输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独收取；未明确的，暂按该输电通道前三年输电损耗的平均值计算，报国家能源局备案后执行。输电损耗原则上由买方承担，也可由市场主体协商确定承担方式。
第五十七条合同电量转让交易价格，不影响出让方原有合同的价格和结算。合同电量转让不再关联原合同，转让价格可以与原合同价格不同，但不能为负值。新疆区域内合同电量（含跨省跨区合同）转让不收取输电费和网损。
第五十八条因电网安全约束必须开启的机组，其上网电量超出其合同电量（含优先发电合同、市场交易合同）的部分，按照新疆电力市场结算方案相关规则执行。加强对必开机组组合和上网电量的监管，保障公开、公平、公正。
新投产发电机组的调试电量按照调试电价政策进行结算。
第五十九条市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成，促进市场用户公平承担系统责任。输配电价格、政府性基金及附加按照国家和自治区有关规定执行。
第六十条现阶段，直接交易电价结算全部执行平段电价，电力用户通过辅助服务考核与补偿机制分摊调峰费用或者直接购买调峰服务。条件具备时，执行峰谷电价的用户，在参加市场化交易后应当继续执行峰谷电价。进一步完善新疆峰谷分时交易机制和调峰补偿机制，积极探索用户侧峰谷电价对应多段报价方式，以引导发电企业、电网企业和电力用户等主动参与调峰。
第六十一条配电网内电力用户的用电价格，由电能量交易价格、上一级电网（新疆电网）输配电价格、辅助服务费用、配电网配电价格、政府性基金及附加（或由趸售价格、配电网配电价格、政府性基金及附加）等构成。在配电价格未单独核定前，配电网可按照上一级电网（新疆电网）输配电价不同电压等级价差收取配电价格。配电网内电力用户承担的配电价格与上一级电网（新疆电网）输配电价之和，不得高于其直接接入相同电压等级对应的省级电网新疆输配电价。
第六章 交易组织
第一节 总体原则
第六十二条自治区电力主管部门应当在每年11月底前确定次年跨区跨省优先发电计划（含国家指令性计划、政府间外送协议等）、省内优先发电计划（含调试电量）、优先购电计划。按照年度（多年）、月度、月内（多日）的顺序开展电力交易。
第六十三条多年、多月、临时开市的交易组织原则上按照年度交易组织规则开展。合同电量转让交易原则上以月度（月内）交易为主，市场主体通过各类周期交易满足发用电需求，促进供需平衡。
第六十四条各类交易按照本实施细则组织开展，具体组织时结合交易公告执行。交易的限定条件必须事前在交易公告中明确，原则上在申报组织以及出清过程中不得临时增加限定条件，确有必要的应当公开说明原因。
第六十五条电力调度机构、电网企业按照信息披露相关规则文件要求，在相应周期交易开市前按要求向电力交易机构提供相关公告披露信息资料和交易所需安全约束条件。
第六十六条售电公司交易前需缴纳履约保函，售电公司交易规模限额依据履约保函设定，具体按照新疆电力市场售电公司履约保函实施办法等相关规则执行。
第六十七条电力交易机构基于电力调度机构提供的安全约束条件开展电力交易出清。
第六十八条电力交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易，指导参与新疆区域内电力交易的承担消纳责任的市场主体优先完成可再生能源电力消纳相应的电力交易，在中长期电力交易合同审核、电力交易信息公布等环节对承担消纳责任的市场主体给予提醒。各承担消纳责任的市场主体参与电力市场交易时，应当向电力交易机构作出履行可再生能源电力消纳责任的承诺。可再生能源消纳责任权重交易规则另行制定。
第二节年度（多年）交易
第六十九条原则上每年11月底前，电网企业预测非市场用户年度用电规模，自治区电力主管部门商有关方面确定年度优先发电计划，并根据国家和新疆最新政策要求确定年度交易方案。
第七十条原则上年度直接交易开市前15个工作日，电力调度机构、电网企业按照信息披露相关规则文件要求，在年度交易开市前15个工作日向电力交易机构提供相关公告披露信息资料和交易所需安全约束条件。
第七十一条电网企业根据政府确定的优先发电计划与发电企业完成优先发电合同（分解到月）签订工作，并向电力交易机构报备，电力交易机构汇总后通过电力交易平台向市场主体发布。
第七十二条原则上每年12月20日前，电力交易机构组织次年中长期市场化交易。
第七十三条市场主体经过双边协商形成的年度（多年）意向协议（包括年度总量、各月分解电量、电力曲线、交易价格等），需要在年度双边交易申报截止前，通过电力交易平台提交至电力交易机构。电力交易机构根据电力调度机构提供的安全约束条件，形成双边交易预成交结果。
第七十四条采用集中交易方式开展年度（多年）交易时，发电企业、售电公司和电力用户在规定的报价时限内通过电力交易平台申报报价数据。电力交易机构根据电力调度机构提供的安全约束条件，形成集中交易预成交结果。
第七十五条年度交易公告应当提前交易开市至少5个工作日发布，交易公告发布内容包括但不限于：
（一）交易开闭市时间；
（二）交易品种、准入条件和范围、交易电量（电力）规模、执行周期、交易组织及出清方式、价格形成机制、交易申报说明等；
（三）次年关键输电通道可用输电容量情况（分解到月）；
（四）次年主要输电设备停电检修计划（分解到月）；
（五）次年公用发电机组发电能力（分解到月）；
第七十六条年度交易结束后1个工作日内，电力交易机构汇总各类交易的预成交结果（或申报数据），并提交电力调度机构统一进行安全校核。电力调度机构在5个工作日内返回安全校核结果，由电力交易机构发布。安全校核越限时，由电力交易机构按照交易组织时间逆序或等比例原则进行交易削减和调整。
第七十七条市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布1个工作日内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1个工作日内给予解释。逾期未提出异议的，电力交易平台自动确认成交。
第三节 月度交易
第七十八条原则上每月电力交易机构在月度交易开始前向市场主体发布年度优先发电合同分月计划。
第七十九条电力调度机构、电网企业按照信息披露相关规则文件要求，原则上在月度交易开市前3个工作日向电力交易机构提供相关公告披露信息资料和交易所需安全约束条件。
第八十条原则上每月电力交易机构根据年度合同分月计划、发用平衡及电力用户月度用电需求等情况组织次月市场化交易。
第八十一条市场主体经过双边协商形成的意向协议（包括电量、电力曲线、电价等），需要在月度双边交易申报截止前，通过电力交易平台提交至电力交易机构。电力交易机构根据电力调度机构提供的安全约束条件，形成双边交易预成交结果。
第八十二条采用集中交易方式开展月度交易时，发电企业、售电公司和电力用户在规定的报价时限内通过电力交易平台申报报价数据。电力交易机构根据电力调度机构提供的安全约束条件，形成集中交易预成交结果。
第八十三条月度交易公告应当提前交易开市至少1个工作日发布；交易公告发布内容包括但不限于：
（一）交易开闭市时间；
（二）交易品种、准入条件和范围、交易电量（电力）规模、执行周期、组织及出清方式、价格形成机制、交易申报说明等；
（三）次月关键输电通道可用输电容量情况；
（四）次月主要输电设备停电检修计划；
（五）次月公用发电机组发电能力；
第八十四条月度交易结束后1个工作日内，电力交易机构汇总各类交易的预成交结果（或申报数据），并提交给电力调度机构统一进行安全校核。电力调度机构在2个工作日内返回安全校核结果，由电力交易机构发布。安全校核越限时，由电力交易机构按照交易组织时间逆序或等比例原则进行交易削减和调整。
第八十五条市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布1个工作日内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1个工作日内给予解释。逾期未提出异议的，电力交易平台自动确认成交。
第八十六条电力交易机构应当根据经安全校核后的交易结果，对年度交易分月结果和月度交易结果进行汇总，于每月月底前发布汇总后的交易结果。
第四节 月内（多日）交易
第八十七条月内（多日）交易的标的物为月内剩余天数或者特定天数的电量。月内交易可按旬或周定期开市或者连续开市。
第八十八条电力调度机构、电网企业按照信息披露相关规则文件要求，原则上在月内交易开市前2个工作日向电力交易机构提供相关公告披露信息资料和交易所需安全约束条件。
第八十九条月内交易中，发电企业、售电公司和电力用户在规定的报价时限内通过电力交易平台申报报价数据。电力交易机构根据电力调度机构提供的安全约束条件，形成交易预成交结果。
第九十条月内（多日）交易公告应当提前交易开市至少1个工作日发布；交易公告发布内容包括但不限于：
（一）交易开闭市时间；
（二）交易品种、准入条件和范围、交易电量（电力）规模、执行周期、组织及出清方式、价格形成机制、交易申报说明等；
（三）月内关键输电通道可用输电容量情况；
（四）月内主要输电设备停电检修计划；
（五）月内公用发电机组发电能力；
第九十一条电力交易机构将月内交易的预成交结果（或申报数据）提交给电力调度机构进行安全校核。电力调度机构应当在1个工作日内返回安全校核结果，由电力交易机构发布。月内滚动撮合交易原则上采用事前约束校核，实时出清。市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布1个工作日内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1个工作日内给予解释。
第九十二条月内交易结束后，电力交易机构应当根据经安全校核后的交易结果，对分月交易计划进行调整、更新和发布。
第五节 偏差电量处理机制
第九十三条合同电量偏差是指购、售电合同双方在合同执行周期内（如年度、月度）实际发用电量与合同电量之间的偏差。
第九十四条电力用户、发电企业可采用月度合同调整、合同电量转让等方式进行合同偏差控制，鼓励市场主体通过月内（多日）交易实现月度发用电计划调整，减少合同执行偏差。
第九十五条月度实际用电需求与月度发电计划存在偏差时，主要以发电侧上下调预挂牌机制进行处理，过渡期可采用合同偏差电量结算机制。现货市场启动后，执行现货市场结算机制。
第九十六条电力调度机构以同类型机组月度发电计划执行率基本相当为目标调度。发电企业、电力用户运用市场手段进行合同电量偏差控制，发电企业产生的超发、少发电量，用电企业产生超用、少用电量均按照偏差电价结算，参与现货市场的市场主体，执行现货市场结算规则。
第九十七条发电侧上下调预挂牌机制采用“报价不报量”方式，具有调节能力的机组均应当参与上下调报价。发电侧上下调预挂牌机制可采用如下组织方式：
（一）月度交易结束后，发电机组申报上调报价（单位增发电量的售电价格）和下调报价（单位减发电量的购电价格）。允许发电机组在规定的月内截止日期前，修改其上调和下调报价。
（二）电力交易机构按照上调报价由低到高排序形成上调机组调用排序列表，按照下调报价由高到低排序形成下调机组调用排序列表。价格相同时按照发电侧节能低碳电力调度的优先级进行排序。
（三）月度最后七个自然日，根据电力电量平衡预测，各类合同电量的分解执行无法满足省内供需平衡时，电力调度机构参考上下调机组排序，在满足电网安全约束的前提下，预先安排机组提供上调或者下调电量、调整相应机组后续发电计划，实现供需平衡。机组提供的上调或者下调电量根据电力调度机构的实际调用量进行结算。
第七章 安全校核
第九十八条电力调度机构负责各类交易的安全校核工作，涉及跨区跨省的交易，须提交相关电力调度机构共同进行安全校核，各级电力调度机构均应向电力交易机构提供涉及本级调度范围内的电力交易安全校核情况。
第九十九条安全校核基于预测电量、预测负荷及发电设备检修计划、电网设备检修计划等边界条件进行，按照交易周期的不同，安全校核包括年度（多年）交易安全校核、月度交易安全校核、月内（多日）交易安全校核、日前安全校核和临时安全校核。按照校核内容的不同，安全校核包括通道输电能力限制校核、机组发电能力限制校核、机组辅助服务限制校核、电网及发电机组最小运行方式校核、新能源消纳电网承载能力校核等。
第一百条安全校核基础数据
各市场主体在各类市场化交易开始前按规定时限向电力调度机构提供以下安全校核基础数据，包括但不限于：
1.电网企业：提供电力交易周期内的输、配、变电设备相关参数、电源结构、检修计划、电力电量预测等。
2.电力交易机构：汇总每类交易的预成交结果，并统计整理参与交易的市场主体交易周期内的交易电量总量及分月安排、其它交易分月电量数据以及后续分月交易电量滚动修编计划等对交易校核结果可能产生影响的数据。
3.发电企业：机组基本信息、特性参数、性能指标，电能量交易周期内的发电能力预测、发电量预测、机组及升压站设备检修计划等。
4.电力用户（配售电企业）：用电特性参数和指标，电力交易周期内的电力电量需求、典型用电负荷曲线、最大和最小用电负荷等。
5.储能企业：电力交易周期内的辅助服务品种及额度、时间。
第一百〇一条在各类市场化交易开始前电力调度机构负责收集、汇总各市场主体提供的安全校核基础数据，根据电网运行方式安排、关键设备检修计划、机组可调出力、系统负荷曲线、跨区跨省交、直流通道输送能力、各断面（设备）、各路径可用输电容量、关键通道可用输电容量以及电网约束情况等，折算得出各机组的上网电量上、下限，对参与市场化交易的机组发电利用小时数提出限制建议。
对于年度交易，在年度电力电量预测平衡的基础上，结合检修计划，按照关键通道可用输电容量的80%下达交易限额。
对于月度交易，在月度电力电量预测平衡的基础上，结合检修计划和发电设备利用率，按照关键通道可用输电容量的90%下达交易限额。
对于月内交易，在月度电力电量预测平衡的基础上，结合检修计划和发电设备利用率，按照关键通道可用输电容量的95%下达交易限额。
第一百〇二条在各类市场化交易开始前,电力调度机构应当及时向电力交易机构提供或者更新电网运行方式安排、分区方式、关键设备检修计划、各断面（设备）、各路径可用输电容量、以及交易在不同断面、路径上的分布系数、系统负荷曲线、电网约束情况、必开机组组合、发电量需求、参与市场化交易的机组发电利用小时数限制、发电设备利用率等电网运行相关信息，由电力交易机构通过交易平台予以公布。
第一百〇三条电力交易机构汇总每类交易的预成交结果，并统计整理参与交易的市场主体交易周期内的交易电量数据（含分月安排）、其它交易电量数据（含分月安排）以及后续分月交易电量滚动修编计划等对交易校核结果可能产生影响的数据，以正式业务联系单的形式提供电力调度机构进行安全校核。
第一百〇四条电力调度机构应建立电力中长期交易安全校核技术支持系统，并制定安全校核工作制度、规程，明确调度各职能部门在安全校核工作中和流程安排等的职责，报新疆能源监管办备案后执行。
第一百〇五条保障电网安全运行的原则。综合考虑通道输电能力、机组辅助服务、区域平衡、机组发电能力、系统整体备用、调峰能力等安全约束条件，各类机组的交易电量应在确保电网安全运行的最大及最小安全电量范围之内。
第一百〇六条分区域平衡的原则。结合新疆电网分区的特点，安全校核以分区形式进行，电力调度机构提供分区电源可发最大及最小电量、分区机组开机方式等。电力调度机构应将电网分区运行及断面约束情况提前发布。
第一百〇七条新能源优先消纳的原则。优先安排新能源企业发电，各类市场成份电量应当包含在安全电量之内，尽最大能力给新能源消纳预留空间。燃煤火电企业的援疆电量校核排序在新能源之后。
第一百〇八条确保民生的原则。火电机组应充分考虑其开机方式、供热约束、工业抽汽、调峰调频等约束条件，根据调度机构核定的燃煤火电机组调峰性能，确定燃煤火电发电企业月度开机方式及发电能力上、下限。供热期和非供热期燃煤火电机组调峰性能由电力调度机构确定，并报新疆能源监管办备案。
第一百〇九条年度（多年）交易安全校核
（一）数据提供。市场主体应在11月15日前向电力调度机构提供下一年度安全校核基础数据，电力交易机构应在年度交易结束后1个工作日内，将年度预成交结果（含分月安排）提交电力调度机构统一进行安全校核。
（二）校核内容。通道输电能力限制校核、机组发电能力限制校核、机组辅助服务限制校核、电网及发电机组最小运行方式校核、新能源消纳电网承载能力校核、新能源年度可发电量校核、水电年度可发电量校核、新能源替代自备电厂企业发电交易校核等。
（三）校核流程
1.校核各类机组的年度总电量（含计划电量和年度交易电量及其分月安排）是否满足电网年度最小运行方式下的年度及各月的最小安全电量，对不满足最小安全电量的机组，提出电量需求及购入电量的建议。
2.校核各类机组的年度总电量是否超过年度可发电量和分月电量是否超过机组发电能力限制的最大安全电量，对超过最大安全电量的机组，提出削减超出最大安全电量限额部分的电量值的建议。
3.校核自备电厂企业年度及各月的最大下网能力，按照新能源、水电、火电的顺序依次校核各分区、各断面下新能源最大消纳能力、水电消纳能力、火电机组的辅助服务（调峰）能力，根据各区域间关键通道输电能力限制，校核出各区域、断面下电网阻塞情况、火电机组最大、最小设备利用率，折算得出参与交易的机组年度及分月上网电量上、下限，对超出限额的机组，提出削减和调整建议。
（四）电力调度机构在年度交易闭市后5个工作日内向电力交易机构提供正式校核结果，安全校核结果由电力交易机构发布，并报新疆能源监管办备案。
第一百一十条月度交易安全校核
（一）数据提供。市场主体应在每月向电力调度机构提供次月安全校核基础数据。电力调度机构在月度交易公告发布前1个工作日确定次月网内发电设备、输变电设备检修计划，交由电力交易机构予以公布。电力交易机构应在月度交易结束后1个工作日内，将月度预成交结果提交电力调度机构统一进行安全校核。
（二）校核内容。通道输电能力限制校核、机组发电能力限制校核、机组辅助服务限制校核、电网及发电机组最小运行方式校核、新能源消纳电网承载能力校核、新能源月度可发电量校核、水电月度可发电量校核等。
（三）校核流程
1.校核各类机组的月度总电量（含原有电量和本次交易电量）是否满足电网月度最小运行方式下的最小安全电量，供暖期火电最小运行方式下的最小安全电量，对不满足最小安全电量的机组，提出电量需求及购入电量的建议。
2.校核各类机组的月度总电量是否超过月度可发电量和机组发电能力限制的最大安全电量，对超过最大安全电量的机组，提出削减超出最大安全电量限额部分的电量值的建议。
3.按照新能源、水电、火电的顺序依次校核各分区、各断面下新能源最大消纳能力、水电消纳能力、火电机组的辅助服务（调峰）能力，根据各区域间关键通道输电能力限制，校核出各区域、断面下电网阻塞情况、火电机组月度最大、最小设备利用率，折算得出参与交易的机组月度上网电量上、下限，对超出限额的机组，提出削减和调整建议。
（四）电力调度机构在月度交易闭市后2个工作日内向电力交易机构提供正式校核结果，安全校核结果由电力交易机构发布，并报新疆能源监管办备案。
第一百一十一条月内（多日）交易安全校核
电力调度机构按照月度交易市场主体提供的安全校核基础数据，月内交易组织1个工作日前，将月内剩余天数或者特定天数的网内发电设备、输变电设备检修计划，交由电力交易机构予以公布。电力交易机构根据电力调度机构提供的安全约束条件，出清交易结果。
第一百一十二条安全校核未通过时，由电力交易机构进行交易削减。对于双边交易，可按照等比例或者时间优先等原则进行削减；对于集中交易，可按照价格优先原则进行削减，价格相同时按照等比例原则进行削减。
执行过程中，调度机构应向市场主体披露安全校核原则及电网安全和清洁能源消纳原因对中长期交易计划的调整说明。
第一百一十三条临时安全校核
（一）校核条件
1.出现2台及以上运行机组非计划停运；
2.吉泉、天中直流、750千伏交流线路或重要输电断面的220千伏线路非计划停运；
3.外送电量和用电负荷电量发生30%以上的调整；
4.其他电力调度机构认为需要时。
（二）校核内容。调峰能力校核、电网阻塞校核。
（三）校核完成后，电力调度机构在1个工作日内向电力交易机构提供正式校核结果，安全校核结果由电力交易机构发布，并报新疆能源监管办备案。
第一百一十四条电力调度机构应当在规定的期限内完成安全校核，无法按时完成安全校核时，应提前说明原因，延期不得超过2个工作日，逾期视为校核通过。
第一百一十五条安全校核应当在规定的期限内完成。电力调度机构需出具安全校核结果一般为“校核通过”、“部分通过”或“校核不通过”。部分通过时，需提供相关市场主体校核通过的电量值。安全校核未通过时，电力调度机构需出具书面解释，安全校核说明与安全校核结果统一由电力交易机构予以公布。
第一百一十六条执行过程中，电力调度机构因电网安全和新能源（水电）消纳原因需调整中长期交易计划的，应当详细记录原因并向市场主体说明。
第八章 合同签订与执行
第一节 合同签订
第一百一十七条各市场成员应当根据交易结果或者政府下达的计划电量，参照合同示范文本签订购售电合同，并在规定时间内提交至电力交易机构。
第一百一十八条购售电合同原则上应当采用电子合同签订，电力交易平台应当满足国家电子合同有关规定的技术要求，市场成员应当依法使用可靠的电子签名，电子合同与纸质合同具备同等效力。
第一百一十九条在电力交易平台提交、确认的双边协商交易以及参与集中交易产生的结果，各相关市场成员可将电力交易机构出具的电子交易确认单（视同为电子合同）作为执行依据。
第二节 优先发电合同
第一百二十条自治区电力主管部门结合新疆电网安全、供需形势、电源结构等因素，科学安排优先发电电量，不得将上述电量安排在指定时段内集中执行，也不得将上述电量作为调节市场自由竞争的手段。
第一百二十一条根据自治区电力主管部门确定的优先发电电量，原则上在每年年度双边交易开始前，电网公司对执行政府定价的电量签订厂网间年度购售电合同，约定年度电量规模以及分月计划、交易价格等。
年度交易开始前仍未确定优先发电的，可参考历史情况测算，预留优先发电空间，确保市场交易正常开展。
第一百二十二条采用“保量保价”和“保量竞价”相结合的方式，推动优先发电量参与市场，不断提高跨区跨省优先发电量中“保量竞价”的比例，应放尽放，实现优先发电与优先购电规模相匹配。
第三节 合同执行
第一百二十三条电力交易机构汇总疆内市场成员参与的各类交易合同（含优先发电合同、市场交易合同），形成省内发电企业的月度发电合同计划，并依据月内（多日）交易，进行更新和调整。电力调度机构应当根据发电计划以及清洁能源消纳需求，合理安排电网运行方式和机组开机方式。相关电力交易机构汇总跨区跨省交易合同，形成跨区跨省发电企业的月度发电计划，并依据月内（多日）交易，进行更新和调整。
第一百二十四条年度合同的执行周期内，原则上于每月中旬前（遇节假日调整），在购售双方一致同意且不影响其他市场主体交易合同执行的基础上，允许通过电力交易平台调整后续各月的合同分月计划（合同总量不变），调整后的分月计划需通过电力调度机构安全校核（调度机构需在1个工作日内完成校核）。涉及单个发电企业调整的计划经调度安全校核全部通过后方可调整，校核未全部通过按原分月计划执行。原则上分月调整计划在次月交易开始前完成。
第一百二十五条电力交易机构定期跟踪月度（含多日交易调整后的）发电计划完成进度情况并通过交易平台公布。市场主体对发电计划完成进度提出异议时，电力调度机构负责出具说明并公布相关信息。
第一百二十六条现货市场启动后，全部合同约定交易曲线的，电力调度机构按照合同约定曲线形成次日发电计划；部分合同约定交易曲线的，由电力调度机构根据系统运行需要，安排无交易曲线部分的发电曲线，与约定交易曲线的市场化交易合同共同形成次日发电计划。
第一百二十七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，事后向新疆能源监管办、自治区和兵团电力主管部门报告事件经过，并向市场主体进行相关信息披露。
第九章 计量和结算
第一节 计量
第一百二十八条电网企业根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置；计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，按照相应合同约定原则执行。电网企业在跨区跨省输电线路两端安装符合技术规范的计量装置，跨区跨省交易明确其结算对应计量点。
第一百二十九条电力用户、售电公司、发电企业原则上按自然月和月内（多日）交易周期进行抄表计量，计量周期和抄表时间保证最小交易周期的结算需要，保证计量数据准确、完整。
第一百三十条发电企业、跨区跨省交易送受端同一计量点安装相同型号、相同规格、相同精度的主、副电能表各一套，主、副表有明确标志，以主表计量数据作为结算依据，副表计量数据作为参照，当确认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。
第一百三十一条 多台发电机组共用计量点且无法拆分，发电机组需分别结算时，按照每台机组的实际发电量（或主变高压侧上网电量）等比例计算各自上网电量。对于风电、光伏发电企业处于相同运行状态的不同项目批次共用计量点的机组，无法按照上述分摊方式分摊计算时也可按照额定容量比例计算各自上网电量。上网电量由电网企业计算后提供交易机构进行结算。
第一百三十二条处于调试期的机组，如果和其他机组共用计量点，按照机组调试期的发电量（或主变高压侧上网电量）等比例拆分共用计量点的上网电量，确定调试期的上网电量。
第一百三十三条 电网企业按照电力市场结算要求定期抄录发电企业（机组）和电力用户电能计量装置数据，并将计量数据提交电力交易机构。对计量数据存在疑义时，由具有相应资质的电能计量检测机构确认并出具报告，由电网企业组织相关市场成员协商解决。异议解决前，暂按照已有计量数据进行结算和清算。
第二节 结算基本原则
第一百三十四条电力交易机构负责向市场成员出具结算依据，市场成员根据相关规则进行电费结算。跨区跨省交易由组织该交易的电力交易机构会同送受端电力交易机构向市场成员出具结算依据。
第一百三十五条电网企业（含地方电网企业和配售电企业）之间结算的输配电费用，按照政府价格主管部门核定的输配电价和实际物理计量电量结算。
第一百三十六条 发电企业上网电量电费由电网企业支付；电力用户向电网企业缴纳电费，并由电网企业承担电力用户侧欠费风险；售电公司按照电力交易机构出具的结算依据与电网企业进行结算。市场主体可自行约定结算方式，未与电网企业签订委托代理结算业务的，电网企业不承担欠费风险；自行约定结算方式前，均由电网企业无偿代理结算业务。
第一百三十七条电力用户的输配电价（含电度电价、基本电价）、政府性基金及附加、峰谷分时电价、功率因数调整等按照电压等级和类别按实收取，上述费用均由电网企业根据国家以及自治区有关规定进行结算。
第一百三十八条 遵循发电企业与电力用户、售电公司的电量分开解耦结算的原则，建立合同偏差电量结算机制，发电企业和电力用户的合同偏差分开计算。批发交易中售电公司整体计算合同偏差；零售交易中按照售电公司与零售用户双方自愿协商一致的约定计算零售用户合同偏差（费用）。
第一百三十九条电力交易机构向各市场成员提供的结算依据包括以下内容：
（一）实际结算电量；
（二）各类交易合同（含优先发电合同、市场交易合同）电量、电价和电费；
（三）上下调电量、电价、电费，偏差电量、电价和电费，分摊的结算资金差额或者盈余等信息；
（四）新机组调试电量、电价、电费；
（五）出具零售交易结算依据。
第一百四十条市场主体接到结算依据后，核对并确认，如有异议，在2个自然日内通知电力交易机构，逾期视同没有异议。
第一百四十一条市场主体因偏差电量引起的电费资金，暂由电网企业收取和支付，并在电费结算依据中单项列示。
第一百四十二条市场主体的合同电量和偏差电量分开结算。以年度交易和月度交易为主时，按月清算、结账；开展多日交易后，按照多日交易规则清算，按月结账。
第一百四十三条电力用户拥有储能，或者电力用户参加特定时段的需求侧响应，由此产生的偏差电量，由电力用户自行承担。
第一百四十四条拥有配电网运营权的售电公司，与省级电网企业进行电费结算，并按照政府价格主管部门的相关规定，向省级电网企业支付输电费用。
第三节 市场结算及偏差处理
第一百四十五条具体市场结算及偏差处理采用：用户侧批发交易用户按同等偏差范围和惩罚系数的方式结算，零售用户按与售电公司协商确定价格结算。发电侧分电源类型设置不同偏差范围和惩罚系数的方式结算。代理购电参考批发用户开展结算。满足准入条件的批发用户（含电网代理购电）、零售用户、发电企业均按分时段电量电费结算，偏差电量分时段执行。具体结算方案由交易机构提出，报新疆能源监管办、自治区电力主管部门确认后发布执行。
第十章 信息披露
第一百四十六条市场信息分为社会公众信息、市场公开信息和私有信息。社会公众信息是指向社会公众披露的信息；市场公开信息是指向所有市场主体披露的信息；私有信息是指向特定的市场主体披露的信息。
第一百四十七条社会公众信息包括但不限于：
（一）电力交易适用的法律、法规以及相关政策文件，电力交易业务流程、管理办法等；
（二）国家批准的发电侧上网电价、销售目录电价、输配电价、各类政府性基金及附加、系统备用费以及其他电力交易相关收费标准等；
（三）电力市场运行基本情况，包括各类市场主体注册情况，电力交易总体成交电量、总体价格情况等；
（四）电网运行基本情况，包括电网主要网络通道的示意图、各类型发电机组装机总体情况，发用电负荷总体情况等；
（五）其他政策法规要求向社会公众公开的信息。
第一百四十八条市场公开信息包括但不限于：
（一）市场主体基本信息，市场主体注册准入以及退出情况，包括企业名称、统一社会信用代码、联系方式、信用评价信息等；
（二）发电设备信息，包括发电企业的类型、所属集团、装机容量、检修停运情况，项目投产（退役）计划、投产（退役）情况等；
（三）电网运行信息，电网安全运行的主要约束条件、电网重要运行方式的变化情况，电网各断面（设备）、各路径可用输电容量，必开必停机组组合和发电量需求，以及导致断面（设备）限额变化的停电检修等；
（四）市场交易类信息，包括年、多月、月电力电量平衡预测分析情况，非市场化电量规模以及交易总电量安排、计划分解，各类交易的总成交电量和成交均价，安全校核结果以及原因等；
（五）交易执行信息，包括交易计划执行总体情况，偏差责任认定情况，计划执行调整以及原因，市场干预情况等；
（六）结算类信息，包括合同结算总体完成情况，差额资金每月的盈亏和分摊情况；
（七）其他政策法规要求对市场主体公开的信息。
第一百四十九条市场私有信息主要包括：
（一）发电机组的机组特性参数、性能指标，电力用户用电特性参数和指标；
（二）各市场主体的市场化交易申报电量、申报电价等交易申报信息;
（三）各市场主体的各类市场化交易的成交电量以及成交价格等信息；
（四）各市场主体的市场化交易合同以及结算明细信息。
第一百五十条市场成员应当遵循及时、准确、完整的原则披露电力市场信息，对其披露信息的真实性负责。对于违反信息披露有关规定的市场成员，可依法依规纳入失信管理，问题严重的可按照规定取消市场准入资格。
第一百五十一条电力交易机构、电力调度机构应当公平对待市场主体，无歧视披露社会公众信息和市场公开信息。市场成员严禁超职责范围获取私有信息，不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。
第一百五十二条电力交易机构负责市场信息的管理和发布，会同电力调度机构按照市场信息分类及时向社会以及市场主体、政府有关部门发布相关信息。市场主体、电力调度机构应当及时向电力交易机构提供支撑市场化交易开展所需的数据和信息。
第一百五十三条在确保安全的基础上，市场信息主要通过电力交易平台、电力交易机构网站进行披露。电力交易机构负责电力交易平台、电力交易机构网站的建设、管理和维护，并为其他市场主体通过电力交易平台、电力交易机构网站披露信息提供便利。电力交易平台、电力交易机构网站安全等级应当满足国家信息安全三级等级防护要求。
第一百五十四条市场主体如对披露的相关信息有异议或者疑问，可向电力交易机构、电力调度机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构负责解释。
第一百五十五条新疆能源监管办、自治区电力主管部门根据实际制定电力市场信息披露管理办法并监督实施。
第十一章 市场监管和风险防控
第一节 市场监管
第一百五十六条 电力市场监管对象为电力交易机构、电力调度机构、电网企业、发电企业、电力用户和售电公司等市场成员。
第一百五十七条 电力市场监管主要对市场成员履行电力系统安全义务情况、参与电力市场交易资质的情况、执行电力市场运行规则的情况、进行交易和电费结算情况、电力市场信息披露和报送情况、执行国家标准、行业标准的情况等实施监管。
第一百五十八条 新疆能源监管办依法履行市场监管职责，可以采取下列措施，进行现场检查：
（一）进入监管对象进行检查；
（二）询问电力市场成员的工作人员，要求其对有关检查事项作出说明；
（三）查阅、复制与检查事项有关的文件、资料，对可能被转移、隐匿、损毁的文件、资料予以封存；
（四）对检查中发现的违法违规行为，有权当场予以纠正或者要求限期改正。
第一百五十九条 市场成员违反市场规则有关规定的，新疆能源监管办可采取监管约谈、监管通报、责令改正、出具监管意见等监管措施，并记入诚信档案。
第一百六十条 市场成员扰乱市场秩序，出现下列违规行为的，按照《电力监管条例》等相关法律法规处理：
（一）提供虚假材料或以其他欺骗手段取得市场准入资格；
（二）滥用市场力，恶意串通、操纵市场；
（三）不按时结算，侵害其他市场交易主体利益；
（四）市场运营机构对市场交易主体有歧视行为；
（五）提供虚假信息或违规发布信息；
（六）泄露应当保密的信息；
（七）其他严重违反市场规则的行为。
第二节 争议和违规处理
第一百六十一条 本实施细则所指争议是市场成员之间的下列争议：
（一）注册或注销市场资格的争议；
（二）市场成员按照规则行使权利和履行义务的争议；
（三）市场交易、计量、考核和结算的争议；
（四）其他方面的争议。
第一百六十二条 发生争议时，市场成员可自行协商解决，协商无法达成一致时可提交新疆能源监管办、地方电力主管部门调解处理，也可直接向新疆能源监管办申请争议调解或提请仲裁、向人民法院提起诉讼等。
第三节 市场干预
第一百六十三条 当出现以下情况时，新疆能源监管办可会同自治区电力主管部门共同做出中止电力市场的决定，并向市场交易主体公布中止原因。
（一）电力市场未按照规则运行和管理的；
（二）电力市场运营规则不适应电力市场交易需要，必须进行重大修改的；
（三）电力市场交易发生恶意串通操纵市场的行为，并严重影响交易结果的；
（四）电力市场技术支持系统、自动化系统、数据通信系统等发生重大故障，导致交易长时间无法进行的；
（五）因不可抗力市场交易不能正常开展的；
（六）电力市场发生严重异常情况的。
第一百六十四条 当出现以下情况时，电力交易机构、电力调度机构可依法依规采取市场干预措施：
（一）电力系统内发生重大事故危及电网安全的；
（二）发生恶意串通操纵市场的行为，并严重影响交易结果的；
（三）市场技术支持系统发生重大故障，导致交易无法正常进行的；
（四）因不可抗力电力市场化交易不能正常开展的；
（五）新疆能源监管办作出暂停市场交易决定的；
（六）市场发生其他严重异常情况的。
第一百六十五条市场干预期间，电力交易机构会同电力调度机构应当详细记录市场干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和结果等有关情况，并向新疆能源监管办、自治区电力主管部门提交报告。
第一百六十六条 当面临重大自然灾害和突发事件时，省级以上人民政府依法宣布进入应急状态或紧急状态，暂停市场交易，全部或部分免除市场主体的违约责任。发电全部或部分电量应执行指令性交易，包括电量、电价，用电执行有序用电方案。
第一百六十七条 市场秩序满足正常交易时，电力交易机构应及时向市场交易主体发布市场恢复信息。
第四节 风险防控
第一百六十八条 电力交易机构、电力调度机构根据有关规定，履行市场运营、市场监控和风险防控等职责。根据能源监管机构的监管要求，将相关信息系统接入电力监管信息系统，按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”的原则，釆取有效风险防控措施，加强对市场运营情况的监控分析，形成市场监控和风险防控工作方案和市场监控分析报告。
第一百六十九条 市场监控分析报告内容包括但不限于：
（一）市场报价和运行情况；
（二）市场成员执行市场交易规则情况；
（三）市场主体在市场中份额占比等市场结构化指标情况；
（四）网络阻塞情况；
（五）非正常报价等市场异常事件；
（六）市场风险防控措施和风险评估情况；
（七）市场交易规则修订建议等。
第一百七十条 电力交易机构和电力调度机构编制的市场监控和风险防控工作方案应向新疆能源监管办、自治区电力主管部门备案后执行，并于每年7月和次年1月前向新疆能源监管办、自治区电力主管部门提交半年和年度市场监控分析报告。
第十二章 附则
第一百七十一条新疆区域其他电力交易规则相关条款如与本实施细则冲突，则以本实施细则为准。
第一百七十二条本实施细则由国家能源局新疆监管办公室会同自治区和兵团电力主管部门负责解释。本规则自下发之日起施行。
