Contract
（征求意见稿）
第一条为规范西北区域跨省电力中长期交易，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关于印发<电力中长期交易基 本规则>的通知》（发改能源规〔2020〕889 号）、《国家发展 改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通 知》（发改价格〔2021〕1439 号）、《国家发展改革委国家能 源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发 改体改〔2022〕118 号）、《国家发展改革委国家能源局关于 印发<“十四五”现代能源体系规划>的通知》（发改能源〔2022〕 210 号）、《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施 细则(修订稿)》（京电交市〔2022〕26 号）等有关要求，制 定本细则。
第二条 本细则所称西北区域跨省中长期交易是指陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆、西北外送直流配套火电和新能源 所属控制区在西北电网区域内通过省间联络线开展的电力 中长期交易。
第三条 按照国家相关政策文件要求，或者通过双边协
商、集中交易等市场化方式开展的多年、年、多月（包括季度）、月、月内（包括周、多日）等跨省电力批发交易。
第四条 市场成员包括电力交易机构、电力调度机构等市场运营机构，以及各类发电企业、电网企业（含增量配电网企业、微电网企业）、售电公司、电力用户、储能企业、抽水蓄能企业、新兴市场主体等市场主体。
第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，可参与电力交易。
第六条 市场主体应符合国家及开展业务所在省（区、市）有关市场注册、变更及注销条件，并按程序完成相关手续后参与市场化交易。西北跨省中长期交易不另行要求。
第七条发电企业的权利和义务
（一）按照规则参与西北跨省中长期交易，签订和履行各类交易合同，按时完成电费结算。
（四）按照电力企业信息披露和报送等有关规定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。
第八条 电力用户的权利和义务
（一）按照规则参与西北跨省中长期交易，签订和履行各类交易合同、输配电服务合同，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、输配电费、政府性基金及附加、系统运行费用等。
（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）遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理措施，配合开展错避峰。
（八）具备相应的计量能力或替代技术手段，满足市场计量和结算的要求。
（九）法律法规规定的其他权利和义务。第九条 售电公司的权利和义务
（一）按照规则参与西北跨省中长期交易，签订和履行各类交易合同，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电力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。
（六）拥有配电网运营权的售电公司应承担配电区域内电费收取和结算业务。
（七）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
（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。
（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）电网企业可代理相应的居民、农业用户和未直接参与市场交易的工商业用户参与跨省（区）购电。
第十一条 西北电力交易机构的权利和义务
（一）参与拟定跨省电力交易相关规则和细则，配合国家能源局西北监管局对市场规则进行分析评估，提出修改建议。
（二）负责开展西北区域内的跨省电力交易（包括西北区域省间绿电交易、省间集中竞价等），并负责交易合同的汇总管理。
（三）提供跨省电力交易结算依据以及相关服务，按照规定收取交易服务费。
（以下简称“电力交易平台”）。
（五）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）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，并于事后向能源监管机构和政府相关部门及时报告。
（八）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实施调查。
第十二条 省（区）电力交易中心的权利和义务
（一）配合西北电力交易机构做好市场主体注册、交易组织、交易结算、信息发布等与西北跨省交易相关工作。
（二）向西北电力交易机构提供支撑交易组织、交易结算等的相关数据。
（三）负责汇总本省（区）发电企业跨省交易合同和省内交易合同计划，编制本省（区）发电企业的月度发电计划。
第十三条 电力调度机构的权利和义务
（三）按照调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，保障电网安全稳定运行。
（四）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、关键断面限额等数据，配合电力交易机构履行市场运营职能。
（五）合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行，保障电力市场正常运行。
（六）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。
第十四条 西北跨省中长期交易相关价格口径
（一）发电企业上网电价包括环保电价，如脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价等。
发电侧成交价格、送出省外送输电价格（含送出省外送输电 网损，下同）、国网西北分部跨省电量输电价格、国网西北 分部跨省输电网损和跨省辅助服务费用等构成。送出省外送 输电价格、西北跨省输电价格按照国家有关规定执行和调整。西北跨省输电损耗按跨省输电通道前三年输电损耗的平均 值计算，报国家能源局西北监管局后执行。跨省辅助服务费 用按照跨省辅助服务相关规则执行。
（三）购电方电力用户到户价格在购电方所在省（区）电网省间联络线落地价格基础上，还应按照国家和所在省
（区）价格政策和相关规定，加上省（区）内的相关价格和费用（如省内输配电价、政府性基金及附加、系统运行费用、省内辅助服务费用等，具体项目按照国家和各省（区）相关文件规定执行，下同）。
（四）国家指令性西北跨省中长期交易，已有交易价格规定的，执行相关规定。
第十五条 执行峰谷电价的电力用户，在参加市场化交易后应当继续执行峰谷电价或者所在省（区）相关市场规则。执行峰谷电价的，后续相关费用处理按照所在省（区）相关规定执行。
第十六条 西北跨省中长期交易严格落实《反垄断法》
《优化营商环境条例》《关于有序放开发用电计划的实施意见》《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》等规定，以市场化方式开展的西北跨省中长期交易，交易价格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。
第十七条 西北跨省中长期交易现阶段主要开展电能量交易，包括跨省厂网交易、跨省合同转让交易等。
（一）跨省厂网交易是指发电企业与西北区域内其他省份（含跨省级及以上调度管辖范围，下同）电网企业之间开展的西北跨省中长期交易。
（二）跨省合同转让交易是指市场主体将已签订的电力交易合同转让给其他市场主体，包括跨省交易合同在省内和省间转让交易、省内交易合同省间转让交易。
第十八条 西北跨省中长期交易根据形成方式分为：优 先发电计划（国家指令性跨省中长期交易、政府间框架协议）、市场化跨省电力中长期交易。
（一）国家指令性跨省中长期交易是指按照国家相关文件规定的送受方、电量、分电比例等开展的西北跨省中长期交易，如：李家峡水电站，以保量保价形式组织。
（二）政府间框架协议是指按照国家相关规定，购电省、售电省政府间签订的供用电交易协议。以保量报价形式、保量竞价形式组织。
（二）市场化跨省中长期交易是指发电企业、电力用户、售电公司、电网企业等，通过双边协商、集中交易等市场化方式开展的西北跨省中长期交易。
第十九条 西北跨省中长期交易方式包括集中交易和双边协商。其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易
和挂牌交易等。
（一）集中竞价交易指在交易报价提交截止时间内，电力交易平台汇总购售双方提交的交易申报信息，按市场规则进行统一市场出清。
（二）滚动撮合交易指在规定的交易起止时间内，购售双方可以随时提交购电或售电申报，电力交易平台按时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交。
（三）挂牌交易指购电方、售电方通过电力交易平台，将需求电量或可售电量、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。挂牌交易包括单向挂牌交易和双向挂牌交易。
1.单向挂牌交易指在规定的交易时限内，购电方或者售电方其中一方提出购售电要约，包括购（售）电量和购（售）电价格，另外一方在规定的时间内摘牌，成交价格为挂牌价。
2.双向挂牌交易指在规定的交易时限内，购电方或者售电方任意一方随时提出购售电要约，包括购（售）电量和购
（售）电价格，另外一方摘牌，电量摘完即止，成交价格为挂牌价。
第二十条 西北跨省中长期交易参与方式
（一）发电企业、售电公司原则上应直接参与西北跨省中长期交易。
（二）市场化购电的电力用户，可直接参与或委托售电公司参与西北跨省中长期交易，并应与其参与省内直接交易方式保持一致。
（三）电网企业根据代理的居民、农业、工商业用户用电量预测、电网线损、当地优先发电电量等情况，合理参与西北跨省中长期交易。
第二十一条 西北跨省中长期交易中以绿色电力产品为标的物，用以满足电力用户购买、消费绿色电力需求，并提供相应的绿色电力消费认证的，称为跨省绿电交易。
（一）市场初期，参与跨省绿电交易发电主体为风电和光伏。条件成熟时，逐步扩大至符合条件的其他绿色电力发电企业。
（二）参与跨省绿电交易的市场主体也可以参与其他西北跨省中长期交易。
（三）发电上网成交价格超过风电、光伏所在省（区）发电基准价或者竞争性配置形成上网电价的部分，称为环境溢价，用于体现绿色电力的环境属性价值。
（四）对于享受国家可再生能源电价附加补贴的绿色发电企业，参与绿电交易的电量不计入其合理利用小时数，不享受国家可再生能源电价附加补贴。
（五）必要时，跨省绿电交易可与其他交易分开组织。第二十二条 购电方、售电方根据自身电力生产、消费、
代理需要购入或售出电量。
（一）同一次交易组织（包括同一交易周期的双边协商和集中交易）的同一时段中，同一市场主体不能同时开展购电和售电交易。
剩余最大发电能力，合同转出电量不得超过其已售出电量的净值（指扣除已转让合同电量后的净售电量）。
（三）售电公司省间购电规模和省内购电规模之和不超过其资产总额对应的年售电量和已缴纳履约保函（保险）所对应购电规模上限中的较小值。
第二十三条 跨省厂网交易购电方为省级电网企业，售电方为已在电力交易机构注册并符合市场准入条件的发电企业。
第二十四条 跨省厂网交易包括优先发电计划跨省厂网交易、完全市场化跨省厂网交易等。保量竞价国家指令性跨省厂网交易、完全市场化跨省厂网交易统称市场化跨省厂网交易。
（一）保量保价优先发电计划跨省厂网交易应根据国家相关文件规定的电量、电价等要求签订购售电合同。
（二）保量竞价优先发电计划跨省厂网交易应在国家相关文件规定的电量范围内，通过市场化方式形成交易价格。
（三）完全市场化跨省厂网交易电量、电价由发电企业、电网企业通过市场化方式形成。
第二十五条 跨省厂网市场化交易周期包括多年、年度、多月、月度和月内。多年交易采用双边协商方式，年度、多 月交易采用双边协商、集中交易方式，月度、月内优先采用 集中交易方式。
第二十六条 跨省厂网交易采用集中交易方式的，可用
集中竞价或电网企业挂牌交易形式。保量竞价国家指令性跨省厂网交易原则上采用电网企业挂牌交易方式。
第二十七条 集中竞价跨省厂网交易出清算法采用边际电价法和报价撮合法。
第二十八条 购电方挂牌交易由购电方提出购电要约，包括购电量和购电价格，其中购电价为购电省电网省间联络线落地价格。
第二十九条 跨省合同转让交易包括跨省交易合同在省内和省间转让交易、省内交易合同省间转让交易。
跨省交易合同在省内转让按照当地相关规则执行。跨省交易合同省间转让交易、省内交易合同省间转让交易按照本规则执行。
第三十条 跨省合同转让交易包括售电合同转让和购电合同转让交易。
第三十一条 跨省合同转让交易包括年度、多月、月度和月内交易，可采用集中交易、双边协商交易方式。集中交易采用挂牌交易形式，由出让方提出合同出让要约，包括出让电量和出让电价。
第三十二条 市场初期，为降低市场交易风险，跨省合 同转让交易原则上需满足以下要求，有特殊情况确需转让的，交易方和组织方应在 1 个工作日内报送相应能源监管机构备 案（甘肃、新疆交易方和组织方报送甘肃、新疆能源监管办，其他交易方和交易组织方报送西北能源监管局，下同）。
易。
同的整体转让交易，当月签订的月度交易合同不应在月度交易中转让。
（六）电力用户和售电公司的合同转让电量不应超过其当期已签订合同电量的 50%。
（七） 跨省绿电交易合同不应转让。
第三十三条 西北电力交易机构应定期或根据交易需求组织西北跨省中长期交易。发电企业、电力用户、售电公司、电网企业等通过多年、年度、多月、月度、月内交易等自主申报跨省交易意向，满足发用电需求，促进供需平衡和资源优化配置。
第三十四条中长期交易组织流程。省（区）电力交易中心协同电力调度机构开展本省电力电量平衡测算（不含直流配套电源和跨省跨区优先发电机组）；西北电力交易机构协同西北电力调度中心开展考虑跨省跨区及直流配套电源
（平衡控制区）的平衡测算（特殊情况下配套电源平衡测算可委托所在省份开展）；各市场主体参照电力电量平衡测算结果，参与市场交易申报；西北电力交易机构协同西北电力
调度中心开展跨省跨区交易结果校核认定。第三十五条中长期交易基本原则。
（二）外送省份交易机构和调度机构加强配套电源和参与省内平衡电源的有效统筹和规模测算，加强发电机组合同电量管控，避免出现超自身发电能力参与交易，导致供电保障指数不满足要求的情况。
（三）保供应购电交易优先保障由于来水不及预期、新能源小发等原因引发供应缺口的购电省份，多个省份存在供应缺口时，按照相应时段的购电交易报价从高到低的方式组织交易，体现稀缺价值。
（四）保供应情况下，中长期交易周期按照年度（多年）、月度、月内（多日）的优先级顺序开展电力交易。跨省交易分为参与省内平衡电源跨省外送交易和配套电源跨省（含送本省）外送交易两种类型。
第三十六条参与省内平衡电源的跨省交易组织原则。
（一）参与省内平衡电源优先保障所在省份电能供应，富余能力参与跨省外送。
（二）参与省内平衡电源跨省外送交易组织前，参照外送省份调度机构提供的分省总体电力电量预平衡开展交易，
如果外送省份存在供应缺口，降低外送交易组织优先级。第三十七条配套电源跨省交易组织原则。
（一）配套电源优先发电之外的电量，通过市场化方式组织跨省交易，跨省交易按照优先保障配套电源所在省份电力电量平衡的原则组织交易。
（二）配套电源所在省份仅组织配套电源外送的情况下，若存在保供电电力电量缺额，存在购电需求时，组织跨省交 易予以保障。
（三）配套电源所在省份在组织配套电源外送的基础上，又组织了参与省内平衡电源外送时，如存在超能力外送的情 况，降低该省份跨省保供应购电交易组织优先级。
第三十八条 西北跨省中长期交易公告发布时间要求
其中年度交易应当至少提前 2 个工作日发布。
发布交易公告。多月、月度交易至少提前 3 个工作日发布交
易公告，月内交易至少提前 1 个工作日发布交易公告。
（三）若交易出清方式有重大变化的，原则上应提前 10个工作日就交易出清方式变更发布市场公告。
第三十九条 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。交易公告发布内容应当
包括但不限于：
第四十条 购售双方应在交易公告规定的时间内申报交易需求、录入交易合同。西北电力交易机构汇总集中交易、双边交易无约束成交结果，提交西北电力调度机构统一进行安全校核。
第四十一条 西北电力交易机构原则上于 12 月第 1 周 的最后 1 个工作日前，发布年度西北跨省中长期交易时间安 排，明确各类年度西北跨省中长期交易定期交易的开市及申 报时间。如果出现定期开市时，相关边界条件尚未确定，可 再行组织交易。购售双方经过双边协商形成的多年交易合同，需要在签订之后至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。
第四十二条 多年交易应分解到年度再分解到月度，年度交易应分解到月度，确定分月电量或者分月电量比例，还应确定（分月）电力曲线或者峰谷比或者分时段曲线，不论采用哪种方式，都应明确 96 点电力曲线（下同）。
（一）采用集中交易开展的年度交易，应事先确定分月电量比例或者分月电量，还应确定电力峰谷比或者分时段开
展交易。
（二）采用双边协商开展的年度交易，购售双方应明确分月电量、电力曲线。
第四十三条 西北电力调度机构收到西北电力交易机构汇总后的无约束成交结果，应在 5 个工作日内返回安全校核结果，西北电力交易机构负责发布安全校核结果。西北电力调度机构未在规定时限内完成安全校核的，西北电力交易机构应在 1 个工作日内书面报告西北能源监管局。
第四十四条 市场成员对交易结果有异议的，应当在结果发布 1 个工作日内向西北电力交易机构提出。西北电力交
易机构会同电力调度机构收到异议起 1 个工作日内处理。逾期未提出异议的，电力交易平台自动确认成交。
第四十五条 多月交易根据市场交易需要开展，不定期开市。月度交易原则上应定期开市。
第四十六条 西北电力交易机构至少于开市前 3 个工作日发布多月、月度西北跨省中长期交易时间安排，明确多月、次月各类西北跨省中长期交易定期交易的开市及申报时间。
第四十七条 多月交易应分解到月度，确定分月电量或者分月电量比例，还应确定（分月）电力曲线或者峰谷比或者分时段曲线。月度交易应确定电力曲线或者峰谷比或者分时段曲线。
电量比例或者分月电量，并确定电力峰谷比或者分时段开展 交易。月度交易应事先确定电力峰谷比或者分时段开展交易。
（二）采用双边协商开展的多月（月度）交易，购售双方应明确分月（月度）电量、电力曲线。
第四十八条 西北电力调度机构收到西北电力交易机构汇总后的无约束成交结果，多月交易应在 5 个工作日、月
度交易应在 2 个工作日内返回安全校核结果，西北电力交易机构负责发布安全校核结果。
第四十九条 市场成员对交易结果有异议的，应当在结果发布 1 个工作日内向西北电力交易机构提出。西北电力交
易机构会同电力调度机构收到异议起 1 个工作日内处理。逾期未提出异议的，电力交易平台自动确认成交。
第五十条 西北电力交易机构于每月 25 日前发布次月周度西北跨省中长期交易时间安排，明确次月各类周度西北跨省中长期交易开市及申报时间。
第五十一条 其他月内交易根据市场交易需要开展，不定期开市。月内交易至少提前 1 日发布交易公告，西北电力交易机构不专门发布月内交易时间安排。
第五十二条 月内交易需要明确每日 96 点电力曲线。第五十三条 配套电源在优先落实省间送电计划、满足
国家明确消纳省份购电需求的基础上，如仍有富余电力，参与其他市场化交易。配套电源按照优先满足规划省份、其次保障所在省份、然后保障西北跨省、最后跨区外送的交易顺
序开展交易。
第五十四条 西北电力调度机构收到西北电力交易机构汇总后的无约束成交结果，应在 2 个工作日内返回安全校核结果，西北电力交易机构负责发布安全校核结果。西北电力调度机构未在规定时限内完成安全校核的，西北电力交易机构应在 1 个工作日内报告西北能源监管局。
第五十五条 市场成员对交易结果有异议的，应当在结果发布后 1 个工作日内向西北电力交易机构提出。西北电力
交易机构会同电力调度机构收到异议后 1 个工作日内处理。逾期未提出异议的，电力交易平台自动确认成交。
第五十六条 安全校核应遵循以下基本原则:
（一）电网安全原则。安全校核应依据国家、行业关于 电网安全的法律法规、技术标准进行，确保校核结果满足安 全约束。所有交易结果必须通过安全校核方能进行调度执行。
（二）节能低碳原则。按照节能低碳原则确定中长期交易安全校核的基础开机组合和初始潮流；按照清洁能源消纳最大化原则保障调峰调频容量的充裕度。
（三）逐步逼近原则。考虑到电力系统运行的各种不确定性，在进行年、月安全校核时，应留出一定的通道传输能力空间，剩余的通道能力空间留在月内使用。
（四）统一校核原则。在一个交易周期内对区域内不同交易机构、不同交易品种的无约束交易出清结果由相关调度机构联合进行全电量校核。
第五十七条 电力调度机构严格按照调度管辖范围开展中长期安全校核工作，对所出具的安全校核意见负责。各类交易必须通过电力调度机构安全校核，安全校核的主要内容包括:通道输电能力限制、省级电网电力电量平衡、机组发电能力限制、机组辅助服务限制等内容。安全校核所需关键参数包括基础模型、负荷预测、发电能力、停电计划、限额信息等。
第五十八条 跨省交易安全校核由西北网调统一牵头，交易涉及的发、输、供各环节有关电力调度机构按照调度管辖范围分头开展安全校核，西北网调汇总各调度机构出具的安全校核意见形成最终的校核结论，提交至西北电力交易机构。未通过安全校核的交易，由电力调度机构公布安全校核约束详细信息，如发电约束、输电通道约束、新能源消纳约束等。
第五十九条 为保障系统整体的备用和调峰调频能力，在各类市场化交易开始前，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，折算得出各机组的电量上限，对参与市场化交易的机组发电利用小时数提出限制建议，并及时提供关键通道可用输电容量、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。
（一）对于年度交易，应当在年度电力电量预测平衡的基础上，结合检修计划，按照不低于关键通道可用输电容量的 80%下达交易限额。
（三）对于月度内的交易，参考月度交易的限额制定方 法，按照不低于关键通道可用输电容量的 95%下达交易限额。
第六十条 西北电网跨区跨省的交易，按照电力调度机构调管范围进行安全校核。安全校核主要包括通道输电能力限制、机组发电能力限制、机组辅助服务限制、交易电量、交易曲线等内容。安全校核未通过时，由调度机构提供安全校核意见，电力交易机构进行交易削减。对于双边交易，可按照时间优先、等比例等原则进行削减；对于集中交易，可按照价格优先原则进行削减，价格相同时按照发电侧节能低碳电力调度的优先级进行削减。
1. 时间周期维度按照年度（多年）、月度、月内（多日）的逆序开展交易削减。
2. 交易属性按照跨省优先发电合同、保供应跨省交易、其它市场化交易的逆序开展交易削减。
3. 外送省份在配套电源外送的电量之外组织参与省内平衡电源外送时，如果存在超自身能力外送的情况，优先削减。
第六十一条安全校核应当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。关键设备停电检修计划等电网运行相关信息，由西北电力交易机构在信息披露中予以公布。执行过程中，电力调度机构因电网安全和清洁能源消纳原因调整中长期 交易计划后，应当详细记录原因并向市场主体说明。
第六十二条 以双边协商方式开展的西北跨省中长期交易应当签订购售电合同，交易合同应当明确购电方、售电方、输电方、电量、电力曲线、电价、执行周期、结算方式、偏差电量计量、违约处理、资金往来信息等内容。以集中交易方式开展的西北跨省中长期交易应当签订电子合同，电子合同格式由西北电力交易机构确定。
第六十三条 西北电力交易机构汇总西北跨省中长期交易合同，形成年度、月度西北跨省中长期交易计划。
第六十四条 经安全校核后的西北跨省中长期交易结果作为执行依据，相关市场成员应该严格执行、认真履约（包括以差价合约方式履行）。
第六十五条 跨省电力交易调整
（一）购售双方协商一致且不影响其他市场主体交易合同执行的基础上，允许调整后续各月的合同分月计划（合同总量不变），调整后的西北跨省中长期交易合同需通过电力调度机构安全校核。
（二）购售双方协商一致且不影响其他市场主体交易合同执行的基础上，允许调整尚未执行的西北跨省中长期交易电量、电价，调整后的西北跨省中长期交易需通过电力调度
机构安全校核。
（三）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，并向市场主体进行相关信息披露。
第六十六条 西北跨省中长期交易偏差电量处理方式
（一）购售双方应严格执行西北跨省中长期交易结果， 发现不具备执行交易结果能力时，应及时通过跨省合同转让、交易调整等方式减少影响。
第六十七条 电网企业应当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。电网企业应当在跨省输电线路两端安装符合技术规范的计量装置，西北跨省中长期交易均应明确其结算对应计量点。
相关市场主体应为计量装置安装做好相关配合工作，并协助做好计量装置的日常运维。
第六十八条 计量周期和抄表时间应当保证最小交易周期的结算需要，保证计量数据准确、完整。
第六十九条 发电企业、跨省联络线送受端计量点应当安装相同型号、相同规格、相同精度的主、副电能表各一套，主、副表应当有明确标志，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。
第七十条 发电企业内多台发电机组共用计量点且无法拆分，各发电机组需分别结算时，按照每台机组的实际发电量等比例拆分共用计量点的上网电量。
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，可按照额定容量比例分摊上网电量。参与跨省绿电交易的风电、光伏共用计量点的，应及时改造，具备分别计量的技术条件。
第七十一条 电网企业应当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 将计算后的结算电量提交电力交易机构。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。
第七十二条 西北区域内电力交易机构负责向市场成员出具结算依据，跨省交易电量优先结算。其中，电网企业、西北网调直调发电企业的结算依据由西北电力交易机构出具；电力用户、售电公司、除西北网调直调外发电企业的结算依据由所在省（区）电力交易机构出具。
第七十三条 市场成员披露电力市场信息应当遵循及 时、准确、完整的原则，对其披露信息的真实性负责。违者 依法依规纳入失信管理，严重者按照规定取消市场主体资格。
第七十四条 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。
第七十五条 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。市场成员应该按照国家和所在省（区）相关规定披露信息。此外，西北电力交易机构还应披露与西北跨省中长期交易相关信息。
1.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；
2.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、、系统运行费用、系统备用费以及其他电力交易相关收费标准等；
3.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、价格情况等；
各类型发电机组装机总体情况，发用电负荷总体情况等； 5.其他政策法规要求向社会公众公开的信息。
1.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；
2.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；
3.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；
4.市场交易类信息，包括年、季、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；
5.交易执行信息，包括交易计划执行总体情况，计划执行调整以及原因，市场干预情况等；
6.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；
特性参数和指标；
2.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；
3.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；
第七十六条 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。电力交易机构负责电力市场技术支持系统、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技术支持系统、电力交易机构网站披露信息提供便利。电力市场技术支持系统、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。
第七十七条 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、电力调度机构和分部责任部门提出，由电力交易机构会同相关部门负责解释。
第七十八条 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。采取有效风险防控措施，加强对市场运营情况的监控分析。
第七十九条 当出现以下情况时，电力交易机构、电力调度机构依法依规采取市场干预措施。西北电力交易机构、电力调度机构应当分别详细记录市场干预期间的有关情况，报送西北能源监管局。
（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。
的。
第八十条 西北跨省中长期交易应当有利于或者不影
响各省（区）电力保供、控煤、可再生能源消纳权重等目标完成，国家或者各省（区）另有规定除外。
生能源消纳权重等政策需要出台相关规定，进行市场调控，提出跨省购电、售电规模限制等要求。
第八十一条 西北电力交易机构、有关省级电力交易机构应将跨省电力中长期交易合同报送相应能源监管机构。
同在交易机构取得合同后 10 个工作日内报送。
第八十二条 电力交易发生争议时，市场成员之间应加强沟通交流，友好协商解决。协商无法达成一致时，可提交相应能源监管机构协调处理，也可提交仲裁委员会仲裁或者向人民法院提出诉讼。
第八十三条 本规则配套的技术支持系统由西北电力交易机构负责开发、运营和维护。
第八十四条 本规则由国家能源局西北监管局负责解
释。
第八十五条 本规则根据电力市场建设需要适时修订。第八十六条 本规则与国家政策、文件规定不符的，从
其规定。