近日国家能源局新疆监管办公室印发了印发《新疆区域发电企业发电权交易实施细则(暂行)》，详情如下：
关于印发《新疆区域发电企业发电权交易实施细则(暂行)》的通知
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公司，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：
为贯彻落实电力体制改革相关文件精神，进一步深化电力体制改革，充分发挥市场在资源配置中的作用，完善发电权替代交易市场机制建设，规范和推进发电权交易，实现电力交易的公开、公平、公正，根据现行电力法律法规和有关政策文件，结合新疆电力交易特点和电网实际运行情况，我办制定了《新疆区域发电企业发电权交易实施细则(暂行)》，现印发给你们(可在国家能源局新疆监管办公室门户网站-能源监管下载，网址为http://xjb.nea.gov.cn/)，请认真贯彻执行。
2016年11月15日
新疆区域发电企业发电企业之间发电权交易实施细则(暂行)
1.总则
1.1 目的
为贯彻落实《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)文件及《国家发展改革委、国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体〔2015〕2752号)的《关于有序放开发用电计划的实施意见》等文件精神，深化电力体制改革，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，适应发电计划进一步放开政策要求，规范和推进发电企业之间发电权替代交易，促进自治区节能减排目标的实现，同时完善发电权替代交易市场机制建设，实现电力替代交易的公开、公平、公正。
1.2 依据
本细则为贯彻《中华人民共和国电力法》、《关于加快关停小火电机组若干意见的通知》(国发〔2007〕2号)、《关于降低小火电机组上网电价 促进小火电机组关停工作的通知》(发改价格〔2007〕703号)、《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能工作的通知》(发改能源[2016]855号)、《关于印发发电权交易监管暂行办法的通知》(电监市场[2008]15号)、《关于做好当前经济工作推进经济健康发展的意见的通知》(新党办发[2016]855号)文件精神，按照《关于有序放开发用电计划的实施意见》(发改经体〔2015〕2752号)、《关于做好2016年电力运行调节工作的通知》(发改运行〔2016〕413号)、《关于印发可再生能源调峰机组优先发电试行办法的通知》(发改运行〔2016〕1558号)、《热电联产管理办法》(发改能源[2016]617 号)、《关于印发西北区域发电权交易监管实施细则(暂行)的通知》(西电监办〔2008〕64号)、《关于印发新疆电网实施发电权交易暂行办法的通知》(新经贸电力〔2009〕171号)等文件提出的要求，结合新疆电网实际运行情况，编制本实施细则。
1.3 定义
发电权替代交易是指以市场化方式实现发电机组、发电企业之间电量替代的交易行为，也称替代发电交易。
1.4 适用范围
本细则适用于新疆区域内所有公用发电企业(发电机组)将高能耗机组电量向低能耗、环保设施完善的机组或可再生能源发电企业(机组)转让，以及拥有发电权的发电企业转让其发电权的交易行为。主要包括在役发电机组之间的替代交易、关停发电机组与在役发电机组之间的替代交易、发电企业之间市场化合同电量转让替代交易。
1.5 基本原则
1.5.1坚持市场化方向和市场主导。在发电企业机组之间引入市场化替代交易补偿机制，通过市场化手段，将补偿价格信号反映到节能减排政策的落实上，节能、环保机组优先发电，并充分发挥市场配置电力资源的作用。
1.5.2坚持“安全第一”，公平开放电网，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。
1.5.3坚持节能减排，促进电力产业结构优化调整。参与试点的发电企业须符合国家电力产业政策和有关节能环保的要求，实现全社会节能减排。
1.5.4坚持稳妥推进，兼顾各方利益，预判市场风险，促进可持续健康发展。发电权替代交易试点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。
1.5.5坚持“公开、公平、公正”，市场交易主体自愿参与，建立规范透明的交易机制。
1.6 交易类型
1.6.1 按照交易期限，分为为年度、季度、月度交易。
1.6.2 按照交易组织方式，分为双边协商交易、集中撮合(竞价)交易、挂牌交易等。
1.6.3 年度(季度)交易电量应分解到月度，并按月进行月度电量结算，年度(季度)进行清算。
1.7 交易电量
1.7.1在役发电机组交易电量应不高于根据国家优先发电量和通过市场化交易取得的合同电量的总和。其中可再生能源保障性收购范围内的可再生能源优先发电合同电量不得主动通过市场交易转让。
1.7.2关停发电机组交易电量按关停机组批复文件执行，时限为三年，关停发电机组交易电量应不高于其享有的发电量指标。
1.7.3替代交易发电量与上网电量的折算。
在役机组以被替代机组前三年平均综合厂用电率加权平均计算上网电量。如国家和当地电力主管已明确上网电量的关停机组，按明确的上网电量执行，如暂时未明确的执行在役机组发电量和上网电量折算原则。
1.7.4 市场化合同转让交易电量应不超过该机组或发电企业拥有的全部市场化合同电量的总和。
1.8 其他
1.8.1 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)。
1.8.2 交易组织须提前三个工作日公告。
1.8.3本实施细则由国家能源局新疆监管办公室负责解释。
2.市场管理
2.1 市场成员和权责
2.1.1. 市场成员包括市场交易主体、电网运营企业和市场运营机构三类，其中市场交易主体包括各类发电企业、售电企业。
2.1.1.1发电企业：包括火电、水电、风电、太阳能发电等各类发电企业(机组)。
替代方：指符合准入条件、完成注册手续的发电企业(机组)。
被替代方：指转让在役机组或关停机组电量的所属企业，已完成注册手续、实际拥有发电权指标的机组所属企业。
2.1.1.2电网运营企业：指符合准入条件、完成注册手续的运营和维护输配电资产的输配电服务企业。
2.1.1.3市场运营机构：指电力交易机构和电力调度机构。
2.1.2市场成员权责
2.1.2.1发电企业
负责自身的发、用电安全;按规则参与交易;签订和履行交易合同及协议;按规定提供辅助服务;按规定披露和提供相关信息，获得发电权替代交易和发电服务等相关信息;遵守《购售电合同》、《并网调度协议》、《调度运行规程》，服从电力调度机构的统一调度。
2.1.2.2电网运营企业
发电权替代交易的输电方，保障输配电设施的安全稳定运行，为市场交易主体提供公平的输配电服务、电网接入服务和售电服务;按规定披露和提供电网相关信息;按规定收取输配电费，代收代付电费和政府基金及附加等。
2.1.2.3市场运营机构
(1)负责管理市场交易主体的注册、注销、变更;负责组织开展年度、季度、月度交易;负责交易合同及协议管理;负责编制月度交易计划;负责交易电量抄录、结算和统计分析;负责发布电力市场信息;经授权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;负责执行有序用电方案;负责发电侧计量关口点和计量装置管理;负责交易相关业务咨询。
(2)负责所辖电力系统的调度运行，保持电网安全稳定运行，保持电力电量实时平衡; 负责提供发电权替代交易相关的电网运行、检修信息;负责交易的安全校核和输电阻塞管理;负责执行各类交易合同，根据月度交易计划编制调度运行计划和方式，并组织落实。
(3)结合新疆电网网架结构特点、受阻等约束条件，提出交易准入和退出的意见和建议。
2.2 市场准入与退出
2.2.1 基本准入条件
参加交易的市场交易主体，应当具有法人资格、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。内部核算的发电企业经法人单位授权，可参与相应的交易。
2.2.2 市场准入条件
2.2.2.1 替代方：符合国家产业政策和基本建设审批程序，满足节能环保要求和并网技术要求，取得电力业务许可证(发电类)，已转商业运营的发电企业(机组);配套直流外送的(如天中直流)的发电企业暂不参与。
2.2.2.2被替代方
关停机组为符合国家、自治区关停机组产业政策及节能减排整体要求，已列入国家、自治区小火电关停规划并已按期关停，拥有关停发电权指标的机组;其他机组为符合国家产业政策和基本建设审批程序，满足节能环保要求和并网技术要求，取得电力业务许可证(发电类)，已转商业运营的各类型发电企业(机组);配套直流外送的(如天中直流)的发电企业(机组)暂不参与。
2.2.3 进入与退出机制
2.2.3.1 进入市场交易的主体应保持相对稳定，在合同期(或交易期)内原则上不得退出，属自身责任被限制交易、自愿和强制退出的应在三年内不得再次进入市场，并按合同和规则约定补偿相关损失。
2.2.3.2市场交易主体有下列行为之一的，电力交易机构经授权后可取消其市场注册，并由市场交易主体承担相应违约责任。
(1)已注册的市场交易主体发生兼并、重组、合并、分立、破产等变化，要求注销原市场交易主体的;在役机组所属发电企业的电力业务许可证已注销、退出商业运营、不能继续履行合同的;
(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的;
(4)未经许可私自将所购电力转售给其他用户的;
(5)无正当理由不服从电网统一调度的;
(6)不按时缴清电费，恶意拖欠交易电费的;
(7)参与交易的企业出现重大安全隐患;
(8)其他违法违规行为。
2.2.3.3 市场交易主体有下列行为之一的，经核实并报监管机构同意，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等严重违反交易市场秩序，经警告后仍不改正的;
(4)长时间拖欠电费，经警告后仍不改正的;
(6)无正当理由不按交易结果签订合同或协议的;
(7)无正当理由，不履行已签订的交易合同或协议的;
(8)无正当理由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。
2.3 市场交易主体注册与注销
2.3.1 市场交易主体须在电力交易机构进行登记，并进行市场注册后可参与发电权替代交易，基本注册程序如下：
(1)市场交易主体至少在10个工作日(或每年确定购电模式的20个工作日前)向电力交易机构提交书面的注册申请材料，包括交易运营系统使用申请书。
发电企业(替代方和被替代方)注册申请材料包括：发电企业参与交易注册申请表、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、税务登记证等(证件合一后只提供一个证件)、发电业务许可证、准入目录等原件或复印资料。
针对关停机组所属发电企业注册申请材料包括：发电企业参与交易注册申请表、交易员注册申请表、数字认证证书(电力交易证书)申请表，以及企业关停相关批复手续、协议，核准或电价文件等确定的发电利用小时数(或上网电量、发电量)文件，关停前三年综合厂用电率，关停前执行批复电价文件等证明;替代发电企业需要支付替代方相关资料(如税务登记证等)，准入目录等原件或复印资料(或自治区电力主管部门批复文件等。
(2)电力交易机构在收到注册申请材料后10个工作日内完成审核，向审核通过的市场交易主体发送审核通过通知书;向审核未通过的市场交易主体发送审核未通过通知书，书面说明原因，并向监管机构备案。
(3)收到审核通过通知书的市场交易主体在5个工作日之内，签订交易入市协议及交易运营系统使用协议等。电力交易机构向市场交易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，并根据市场交易主体需要进行必要的操作培训。
(4)市场交易主体在2个工作日内完成交易运营平台注册工作。
2.3.2 已注册的市场交易主体，当注册信息发生变化时，在10个工作日内，向受理其注册的电力交易机构书面报送信息变更情况以及变更后的注册信息，电力交易机构在5个工作日之内完成注册信息变更。
2.3.3 出现下列情况之一者，电力交易机构应注销市场交易主体的交易资格：
(1)符合2.2.3节规定取消交易主体资格的;
(2)无正当理由未通过年度资格复核的;
(3)违反电力市场交易规则，符合退出条件的;
(4)市场交易主体提出退出申请，经审核同意的。
2.3.4市场交易主体资格注销后，必须按下列规定执行：
(1)停止发电权替代交易;
(2)在15个工作日内结清与其他市场交易主体的账目及款项;
(3)在资格注销前与其他市场交易主体存在的争议仍通过市场争议解决程序解决。
2.3.5 市场交易主体完成注册、信息变更、注销手续后，电力交易机构在3个工作日内通过交易平台发布有关信息，并向能源监管机构报备。
2.3.6 市场交易主体变更注册或撤销注册，应当向电力交易机构提出申请，经批准后，方可变更或撤销注册;当已完成注册的市场交易主体如不能继续满足准入市场的条件时，由电力交易机构强制撤销注册。
2.3.7市场交易主体被强制或自愿退出市场，未完成的合同和协议，可以在规定的时间内进行转让，未转让的终止执行，并由违约方承担相应的违约责任。
2.4交易价格
交易价格包括电网结算电价、被替代方所得价格、替代方所得价格、网损补偿标准等。
2.4.1.替代交易价格确定原则：
关停机组按照该机组关停前已取得的物价部门批复的上网电价(含税)执行，即在关停前已取得物价部门环保电价批复文件的，按取得的全部电价执行;如关停前还未取得物价部门环保电价批复或取得部分环保电价的，按已取得的电价执行。
在役机组交易电量属调节性、公益性的按交易前已取得的物价部门批复的上网电价(含税)执行，即在交易前已取得物价部门环保电价批复文件的，按取得的全部电价执行;如交易前还未取得物价部门环保电价批复或取得部分环保电价的，按已取得的电价执行;
市场化合同交易电量的按原已签订的市场化合同电价执行。
2.4.2. 被替代方和替代方所得价格确定的原则：选择集中交易的为集中交易出清后的价格;选择双边交易的为双方协商确定的价格。
2.4.3交易网损补偿标准确定原则：按能源监管机构批准的补偿标准执行，现阶段暂不收取。
2.5 市场交易规则修订
能源监管机构负责实施细则的修订，市场交易主体及市场运营机构可提出修改实施细则的建议。
2.6 临时条款的制定
2.6.1 如本实施细则不适应电力市场的，监管机构可制定临时条款，向市场成员说明后实施。
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 临时条款应制定有效期，在有效期内，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
是指双方按照平等、自愿原则，自主协商确定发电权替代交易意向，包括交易电量(符合政策确定的指标)、交易价格、执行时间、违约电量赔偿标准等内容，在年度、季度、月度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、电力调度机构安全校核后，双方按照安全校结果签订合同(或协议)并执行。发电厂内部不同机组之间可优先开展。
3.2集中交易
集中交易包括集中撮合、集中竞价和挂牌交易
3.2.1 概述
是指通过电力交易运营平台申报交易需求，由电力交易运营平台按照选定(公告公示)的计算方法进行预出清计算，确定发电权替代交易双方(替代方和被替代方)主体参与交易电量和电价，形成无约束交易结果(预出清)，经电力调度机构安全校核后形成有约束出清(交易结果和正式出清)，各方依据交易结果签订发电权替代交易合同(或协议)，落实中标交易电量、电价并执行。包括集中撮合、集中竞价和挂牌交易三种。
3.2.2交易流程
3.2.2.1申报流程
发电权替代交易申报数据主要包括执行时间(年度、季度交易要求明确执行月份)、电量和电价等。交易期内，被替代发电企业最多可以按照申报价格单调增的方式申报三个(含)以内的价格、电量对，替代发电企业按照申报价格单调减的方式至多申报三个(含)以内的价格、电量对。考虑到目前交易运营系统实际情况，暂按照一个价格进行申报。
3.2.2.2价格申报：
(1)被替代发电企业：以交易基准电价250元/兆瓦时为标准(每次参考设定)，申报相对应的价格变量(正数表示涨价幅度，负数表示降价幅度，可以为0);如设定了申报价格变量限价时，其变动范围不得超过限价幅度，超出限价幅度的视为不合格报价。
(2)替代发电企业：以交易基准电价250元/兆瓦时为标准，申报相对应的价格变量(正数表示涨价幅度，负数表示降价幅度，可以为0);如设定了申报价格变量限价时，其变动范围不得超过限价幅度，超出限价幅度的视为不合格报价。
3.2.2.3电量申报：
电子化申报的程序和方法：被替代发电企业与替代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 被替代与替代发电企业申报总电量的最小值为100兆瓦时，可以按照100兆瓦时的整数倍向上增加申报电量;申报电价精确到1.0元/兆瓦时
3.2.3.交易方法
3.2.3.1集中撮合“高低匹配法”：根据被替代发电企业的报价，首先将最低的卖出交易变量与最高的卖出交易变量进行排队(降价排到涨价);其次根据替代发电企业的报价，将最高的买入交易电价变量与最低的买入交易电价变量进行排队(涨价排到降价);最后对卖出和买入电价进行比较配对和出清。匹配方式为：第一步将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);第二步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替代发电企业最低买入价成交完毕为止，若同等条件匹配成交电量时，按照替代发电企业申报电量等比例匹配。
3.2.3.2集中撮合“最低价匹配法”：根据被替代发电企业的报价，第一步将被替代方按申报电价高低的变量进行排序;第二步根据替代方的申报电价变量进行排序;第三步根据卖出和买入电价进行撮合、配对和出清。匹配方式为：首先将最低卖出价与最接近买入价优先撮合配对，配对成功为预成交(成交电量为替代双方申报电量最小值，成交电价为撮合配对双方中间报价之和的二分之一)，其次将次高卖出价与最接近买入价进行撮合配对，成交电量、电价同上，直到被替代方最高买出电量(或替代方最高卖出电量)成交完毕为止，若同等条件匹配成交电量时，按照替代方申报电量等比例匹配。
3.2.3.3集中竞价“边际电价法”：根据被替代发电企业的报价，将被替代方按申报电价高低的变量进行排序，将替代方的申报电价变量进行排序，将卖出和买入电价进行竞价比较、并将对应的申报交易电量、电价均设定为匹配条件进行出清。匹配出清方式为：将被替代方申报的最低卖出价、申报电量两项指标进行排序，再对次低卖出价、申报电量进行排序和累加，直到申报电量达到交易规定的总量时，形成对应的卖出价;将替代方申报的最低买出价、申报电量两项指标进行排序，再对次低买出价、申报电量进行排序和累加，直到申报电量达到交易规定的总量时，形成对应的买出价;当卖入价和买出价相同时为边际电价出清条件，进行预出清，并计算成交电量。预出清电价为所有中标替代双方边际电价，其成交电量均按边际电价对应的电量确定，若同等条件匹配成交电量时，按照替代方申报电量等比例匹配。
3.2.4出清计算方法：具体采取集中撮合(竞价)、挂牌交易方式的出清方法须在交易公告中公示和明确。集中撮合(竞价)方式的具体出清计算方法，如“高低匹配法”、“最低价匹配法”、“边际电价法”等出清方式均可计算;采取“挂牌交易”的出清计算方法只进行电量出清计算，电价按照挂牌交易确定的价格执行。
3.2.5交易出清
集中竞价交易出清包括预出清和正式出清两个阶段。
第一阶段：预出清阶段
3.2.5.1首先对替代双方预先匹配成功交易电价、电量的进行预出清计算;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：
被替代方匹配交易电价=被替代方出让电量对应电价-出清的变动价格=申报卖出报价后的出清成交价格。
替代方匹配交易电价=发电企业基准电价250元/兆瓦时-出清的变动价格=申报买入报价后的出清成交价格=替代方所得电价。
被替代方所得电价=电网结算电价-替代方匹配交易电价。
3.2.5.2采用“最低价匹配法”的，按照申报卖出、买入报价进行匹配，最终成交价格为撮合配对双方报价差值的二分之一，即成交价格=[替代方申报买入价格-被替代方申报卖出价格]/2;
采用 “边际电价法”的，按照申报卖出、买入报价进行匹配，最终成交价格为配对双方成交的边际电价，即成交价格=[替代方申报买入价格-被替代方申报卖出价格]=0后，对应的边际出清价格;
3.2.5.3当报价相同时，同一发电集团优先成交原则进行;非同一发电集团(或同一发电集团无法完成替代交易电量时，按照替代方所属发电企业环保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);环保发电机组相同时按其申报电量的比例匹配成交;容量优先在申报电量多少中体现。
第二阶段：正式出清
3.2.5.5电力交易机构将预出清计算结果送达电力调度机构进行安全校核，并按照先被替代方(如其他市场化交易电量指标等)后替代方校核顺序进行。
3.2.5.6根据电力调度机构安全校核后的交易电量，电力交易机构应进行综合计算有约束出清。
3.2.6安全校核原则
3.2.6.1安全校核包括：调峰裕度校核、节能约束校核、电网阻塞校核、“机群方式”校核、“分区方式”校核、“就地平衡方式”校核等。鉴于目前电源装机严重过剩、供热与新能源消纳矛盾比较突出的实际情况，安全校核充分考虑火电机组全停方式、个别月份满足机组供热最小运行方式等。
3.2.6.2电力调度机构基于预测电量、预测负荷及发电设备检修计划、电网设备检修计划、已确定的“分区方式”和“机群方式”、“就地平衡方式”和“满足供热最小运行方式”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调整已签订的合同电量，调整的原则和结果需提前三个工作日向社会公示，公示无异议后执行，并报监管机构和电力主管部门备案。
3.2.6.3当电网安全约束对替代双方所属发电企业企业交易电量产生影响时，电力调度机构应出具安全校核总体意见，提交给电力交易机构，由电力交易机构备案。
3.2.6.4电力调度机构对发电权替代交易电量中标分月电量和总电量进行安全校核。当电网安全约束对发电权替代交易电量(总电量及分月电量)产生影响时，出具安全校核总体意见并报监管机构备案。
基于总量和分月电量校核原则，电力交易中心应编制年度、季度、月度交易总方案，包括外送电量、直接交易电量等所有交易成分，提交电力调度机构进行校核。
调峰能力校核是电力调度机构按照各发电厂提供调峰、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。调度机构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。
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。电力调度机构根据安全分析情况，给予“机群方式”、“分区方式”、“就地平衡方式”存在“电网阻塞”、“无阻塞”的评级。
3.2.6.5当不满足安全约束要求时，电力调度机构提供交易总方案调整建议，内容包括待调整替代双方调减电量等建议，由电力交易中心对具体的交易电量进行调整。
3.2.6.6 当电量不满足安全约束要求、需要调减时，按以下原则进行：
(1)集中交易优先于双边协商交易调减;
(2)采用集中交易的，高低匹配法的按匹配的先后次序逆序调减;最低价匹配法的按最低价的优先调减;边际出清法的按最接近边界电价的优先调减;当价格相同时，环保机组等级低的交易电量优先调减;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)采用双边协商交易的，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。
3.2.6.7 每个交易周期(年、季、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。
3.3.1挂牌交易申报电量和价格
3.3.1.1 挂牌交易电价应事先确定，并以此为被替代方出让电价。如未出让成功，将出新确定挂牌交易电价;如出让成功，其中标电价为挂牌交易价格。
3.3.1.2 挂牌交易电量、申报、预出清及安全校核和正式出清与集中撮合和竞价交易相同。
4.年度交易(季度和月度交易参照执行)
4.1 概述
4.1.1 年度交易：根据市场主体的意愿采用双边协商、集中交易等交易方式确定年度交易电量与电价。
4.1.2 双边协商交易流程
4.1.2.1替代双方自由选择交易对象，自主协商年度发电权替代交易意向，同时综合考虑各种可能中标的交易合同电量后，签订临时框架协议，应包括交易电量(其指标应满足政府批复的要求)、执行时段和电价。
4.1.2.2达成临时框架协议后，由被替代方先登录交易运营系统，按照规定格式录入分月电量、电价等信息，然后替代方再登录确认并提交发电企业录入的信息。
4.1.2.3临时框架协议应通过交易运营平台，按交易中心确定的时限报交易中心(或书面上报)，经电力调度机构安全校核后，由交易中心通知双方在10个工作日内共同签订正式发电权替代年度合同(协议)，并按合同执行。
4.1.3集中交易流程
4.1.3.1集中竞价的申报时间、汇总和出清时间、安全校核时间、交易结果发布时间可与双边协商交易相同。
4.1.3.2在申报时间内，同时开展双边和集中交易时，替代双方申报双边协商交易意向，同时也申报集中交易需求;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、集中竞价申报数据分别进行出清计算;在安全校核阶段，对包含双边协商交易意向和集中撮合、集中竞价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.年度交易(季度)组织和程序
5.1 基础信息发布
5.1.1电力交易机构通过交易运营平台发布交易基础信息，包括已注册的发电权替代交易名单及其联系方式、装机容量、发电类型、上网批复电价等，并根据市场交易主体注册情况及时更新相关信息
5.1.2 电力交易机构通过交易运营系统提供信息交流服务，市场交易主体可以通过交易运营平台发布下一年度交易供需信息。
5.2 交易准备
5.2.1 每年11月份(季度开始前15个工作日内)，替代双方企业上报下一年度投产计划至市场运营机构。
5.2.2 每年12月份，替代方通过交易运营系统提交下一年度机组检修计划、各月可参与发电权替代交易电量等信息，被替代方通过交易运营系统提交下一年度各月出售发电权交易信息。
5.2.3 每年12月份，市场运营机构负责编制和完成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、输变电设备检修计划、发电权替代交易发电企业可交易电量计算、交易被替代方电量汇总等，在此基础上编制年度发电权替代交易公告。
5.3 交易公告
5.3.1 每年2月份，通过交易运营平台发布年度交易公告，包括但不限于以下内容：
(1) 本年度交易电量规模，关停机组和在役机组所属发电企业申报的交易电量、替代方交易价格;
(2)网损补偿费收取标准等情况;
(3)本年度电力电量平衡预测结果，火电、水电等发电量预测;
(4)本年度和分月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;
(5)本年度和分月其他交易电量指标及将关停的机组容量等;
(6)上一年度电网阻塞情况，包括：电网安全约束、主要输电通道重载情况、主变负载率等;
(7)本年度和分月电网阻塞预计，包括：电网安全约束、典型潮流、调峰受阻、网架断面(或主变)受阻等;
(8)本年度和分月关键输电通道潮流极限和关键输电通道可用、已用和剩余输送能力情况;
(10)本次交易安全校核的原则。
(11)其他应披露的信息等。
5.3.2电力交易机构通过交易运营平台发布年度交易基础信息，并根据市场交易主体注册情况及时更新相关信息。
5.3.3电力交易机构通过交易运营系统提供信息交流服务，市场交易主体可以通过交易运营平台发布下一年度交易供需信息。
5.3.4电力调度机构编制和完成年度电力电量平衡分析、输送能力分析、发电设备检修计划、输变电设备检修计划;电力交易机构编制和完成年度发电权替代交易电量总预测数值等，在此基础上编制年度发电权替代交易(含政府已确定关停机组替代交易电量)公告。
5.3.5电力交易机构根据确定的交易电量和相关边界条件、交易模式(如双边协商或集中交易)、出清方式、结算模式及方式等,发布年度交易公告。
5.3.6交易公告发布后，替代交易双方所属发电企业根据公告信息开展年度交易申报工作。
5.3.7每个交易周期，电力交易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，供市场交易主体参考。
5.4 交易申报
5.4.1每年3月上旬交易公告发布后，替代交易双方所属发电企业通过交易运营系统申报年度交易需求。交易申报数据格式参见3.1.2节。
5.4.2替代交易双方所属发电企业申报发电权替代交易电量、购入电量可考虑相关输变电检修计划，合理的发电能力等因素。替代方年度发电权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发电权替代交易电量。
5.4.3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。对客户端进行合理性检查，即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。
5.4.4市场交易主体在交易申报截止时间之前可进行多次申报(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。
5.5 交易汇总与出清
5.5.1电力交易中心在市场主体申报交易后，进行交易的出清，并根据出清结果(成交结果)编制年度发电权替代交易执行计划。
5.5.2 对于年度集中撮合交易，按照3.1.3节和3.1.4节的方法进行年度集中撮合、集中竞价交易的出清计算，形成交易有约束出清结果。
5.6 安全校核
每年3月20日至25日，电力调度机构按照安全校核原则进行年度交易的安全校核和调整，形成成交结果。安全校核的原则参见 3.1.5节。
5.7 交易结果发布
5.7.1 每年3月26日左右，电力交易机构在交易运营系统发布年度交易成交结果，已达成的交易转入交易执行阶段，交易信息包括：
(1)公开信息：市场年度总成交电量、市场成交均价、各替代双方年度成交电量。
(2)私有信息：向成交企业发布成交电量及其价格，替代方的分月电量计划，安全校核信息等。
5.7.2 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确定的中标结果签订三方发电权替代交易合同。
5.7.3 交易结果发布后10个工作日内，电力交易机构向能源监管机构报备成交结果和交易合同(或协议)。
6.交易合同
6.1 概述
6.1.1发电权替代交易合同应作为发电企业《购售电合同》及市场化交易中标电量合同转让的补充协议。
6.1.2参与发电权替代交易的中标双方所属发电企业签订的发电权替代合同为年度(季度、月度)一一对应的合同。
6.2 合同签订
6.2.1在年度(季度、月度)替代交易和双边协商替代交易结束后，交易运营系统根据成交结果自动生成电子合同，替代交易双方可查询、下载自己的合同信息，并及时确认。
6.2.2 根据交易双方确认的交易电量、电价等信息，10个工作日内由交易中心组织签订《发电权替代交易合同》。
6.3 合同的变更与修改
6.3.1 在不影响已执行合同的情况下，替代方所属发电企业可向电力交易机构提出交易合同调整意向，对合同进行转让和调整。
6.3.2年度交易调整申请应在当年10月底前提出，经安全校核后调整和转让，调整和转让结果10个工作日内报能源监管机构备案。季度交易调整申请应在每月20日前提出，经安全校核后调整和转让，调整和转让结果季度执行完毕后报能源监管机构备案。月度交易暂不进行调整和转让。
6.3.3每月20日前为季度计划变更审核期，30日发布审核后的季度计划变更信息。
6.3.4合同的修改、补充或变更须提交交易运营系统进行审批、确认后生效。
6.4 合同的违约与解除
6.4.1 任何一方违反合同条款视为违约，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。替代方年度发电权替代交易分月累计执行中的偏差电量，在10月底通过交易系统进行调整后还未完全执行，视为违约，按合同违约处理。
6.4.2 违约方须承担支付违约金、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。
6.4.3 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。
6.4.4 如交易双方无法继续履行合同(或协议)时且未能达成解除合同的一致意见，任一方可以向电力交易机构提出无法履约的书面申请，电力交易机构将不再对此合同安排月度计划电量，并通知合同另一方，并按照合同(或协议)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)。
7.交易执行
7.1 概述
7.1.1合同签订后，电力交易机构根据发电权替代交易中标企业的分月计划电量，编制年度、季度、月度交易电量计划，提交电力调度机构执行。月度交易电量计划包括发电权替代交易电量计划和其他交易电量计划等。
7.1.2 电力调度机构按照交易计划安排发电机组运行方式，对已签订的各种合同按照同等责任的原则执行，其中：优先执行发电权交易电量，此次执行直接交易、外送电、调峰替代交易电量等市场化交易电量，按照具体完成情况滚动执行，分月偏差电量按规则调整。
7.2 年度交易计划
7.2.1 概述
电力交易机构在上年度12月下旬完成年度交易计划编制，为年度发电权替代交易开展提供参考依据。
8.3 季度、月度交易计划编制
7.3.1 电力交易机构负责编制季度、月度交易计划，在每月最后一个工作日前通过交易运营系统发布次季度、次月交易计划。
7.3.2月度电能交易计划内容包括：月度总发、用电量平衡计划、月度优先发电权电量计划、跨省跨区电力电量计划、月度直接交易电量计划、月度替代交易电量计划、其他交易电量计划等，并向电力调度机构提供各发电企业全部市场化交易电量值和公益性、调节性电量值。
7.3.3电力调度机构在会商月度电能交易计划时，应根据新能源发电企业、水电等开再生能源月度预计发电能力等，综合考虑各发电企业发电能力差异、设备可利用情况，加强新能源发电出力的预测，充分挖掘系统调峰潜能，科学安排机组组合，合理调整旋转备用容量，促进新能源消纳空间的扩大。
7.4 月度交易计划执行
7.4.1 电力调度机构负责编制、执行日调度计划，通过日调度计划落实月度交易计划并执行，按照电能交易计划合理调整各发电企业机组运行方式。在交易执行过程中，如遇电网安全运行需要必须调整已签订的合同时，应及时与电力交易机构会商并在电力交易机构备案，重大调整应及时报监管机构备案。
7.4.2 每月1日，电力调度机构统计各发电企业月度计划调整电量，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，报能源监管机构备案，同时抄送电力交易机构。
7.4.3电力交易机构应及时跟踪和公布月度电能交易计划执行进度情况，并及时与电力调度机构沟通协调，确保各种交易成分的落实和完成。
7.4.4当输电通道发生阻塞时，按照确保电网安全的原则，调整发电厂出力，相应交易电量计入偏差电量，不计入违约。
7.4.5当出现以下情况时，电力调度机构可根据电网运行情况对月度交易计划进行调整，由此造成各发电企业出现偏差电量不承担违约责任。
(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公用电厂调停机组、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。
(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。
8.计量
8.1 概述
8.1.1参加发电权替代交易的替代双方所属发电企业与电网运营企业的调度等关系保持不变。
8.2 计量点与计量装置
8.2.1替代双方计量点以替代双方所属发电企业与电网运营企业签订的《购售电合同》约定的计量点为准。
8.2.2当计量点发生变更时，替代方应以书面方式进行确认。
8.2.3替代双方应确保本侧计量装置的准确度达到规则和国家、行业的要求，并能接入电网运营企业电能量采集系统。
8.2.4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。
8.2.5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。
8.2.6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与电网运营企业签订的《购售电合同》的约定执行。
8.3 计量数据采集
8.3.1有功电量、无功电量的计量数据按一个交易时段为一个采样周期进行。经各市场交易主体协商同意，可以用交易时段(以分钟为单位)的约数作为一个采样周期。
8.3.2 电网运营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、计算公式等的设定。
8.3.3 市场交易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。定期上报计量数据，便于核对和计算交易电量。
8.4 计量数据确认和替代方法
8.4.1 计量数据确认，应由市场交易主体协商一致。
8.4.2 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。
8.4.3 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)。
8.4.4 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交易主体共同确认。
8.4.5 以有资质的检定单位出具的电量退补单作为修正依据。
9.结算及偏差电量确认(违约电量的处理)
9.1电量结算
9.1.1结算原则：年度、季度、月度发电权替代交易优先与其他交易结算，以维护被替代方的利益。
9.1.2电网运营企业每月按电网结算电价与替代方进行交易电量、电费等的计量和确认，支付全部购电费(含税)。
9.1.3替代方每月按被替代方所得价格和交易电量与被替代方进行结算，并支付被替代方所得价格和交易电量对应的电费，经双方同意，也可按季度、一次或多次在交易周期内结算完毕。
9.1.4电网运营企业应按已批复的网损补偿标准收取对应的费用，即在每月与替代方进行接算时扣除交易电量中网损补偿标准对应电量所形成的电费。如电网运营企业暂不收取网损费用时，将不予扣除。
9.1.5交易结算由替代方根据电力交易机构出具的双方认可的交易结算单开具对应的增值税专用发票并入账。被替代方在获得替代方补偿收益结算时，如有增值税专用发票或增值税普通发票的，应给替代方开具对应的增值税专用发票或增值税普通发票并入账，如无增值税专用发票的，应承担增值税普通发票相对应的税费。
9.1.6 交易月度结算电量的确定：替代方月度结算电量数值以计量抄表数据确定。特殊情况下，经关口计量数据综合计算后，再经双方确认后执行。
9.2偏差电量定义及计算
9.2.1偏差电量的定义：当替代方中标电量(月度、季度、年度)与实际月度结算电量累计值(月末、季末、年末末)出现偏差时，其差值电量为偏差电量。
9.2.2 年度偏差电量：替代方中标电量与实际结算电量产生的偏差电量不超过年度中标电量-1%。
9.2.3季度偏差电量：替代方中标电量与实际结算电量季度末产生的偏差不超过季度中标电量-2%。
9.2.4月度偏差电量：替代方中标电量与实际结算电量月度末产生的偏差不超过月度中标电量-3%。
9.3偏差电量的处理原则
9.3.1替代方、
9.3.1.1年度、季度、月度偏差电量分别超过-1%、-2%和-3%以上的承担违约责任。
9.3.1.2、交易原则上在交易期内分月据实结算，年度末、季度末、月度末清算。
9.3.2被替代方
9.3.2.1交易原则上在交易期内次月内分月据实结算，年度末、季度末、月度末清算。
9.3.2.2由于电力调度机构原因造成交易双方偏差电量的，可根据7.4.5条款执行。
9.4 违约电量的计算与处理原则
9.4.1违约电量的计算：当替代方(交易期)累计结算发电权替代交易上网电量值<中标发电权交易指标电量时，计算出的偏差电量，与年度、季度、月度中标合同电量偏差超过规定范围内以上(含转让后或未能转让的)视为违约电量。
9.4.2由于替代方所属发电企业自身原因造成的违约，按照被替代方出让交易电量对应电价的50%(价格)×违约电量计算违约金，违约金由替代方所属发电企业支付给被替代方。
9.4.3由于替代方所属发电企业自身原因造成电网运营企业网损补偿费用损失的，按照网损补偿费对应的折算上网电量在其发电企业实际上网电量中扣除。
9.5电费结算
9.5.1 替代方
替代方售电费包括发电权替代交易售电费、其他交易电量对应的电费、违约电量电费(违约金)等。即首先按实际上网电量和核定上网电价计算上网电费，其次分别计算发电权替代交易和其他电量成分产生的电费等，同时计算参与交易形成的差价电费和违约金，以此确定替代方发电企业上网电费。
9.5.2电费及违约金支付
9.5.2.1 电网运营企业负责电量电费结算工作，编制《发电权替代交易替代方电量结算单》和《发电权替代交易被替代方电费结算单》，并由电网企业、替代方和被替代方所属发电企业共同确认。
9.5.2.2 替代方在收到结算单后，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运营企业。经协商修正后，电网运营企业将修正后的结算单发送给替代方所属发电企业重新确认。
9.5.2.3 替代方根据确认后的结算单开具增值税发票，并送达给电网运营企业;替代方根据确认后的结算单开具支付凭证，并与被替代方协商支付送达补偿费事项。
10.信息披露
10.1 信息分类
10.1.1按照信息保密要求和公开范围分类
10.1.1.1 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。
10.1.1.2 公众信息指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。
10.1.1.3 公开信息指所有市场交易主体均可获得的信息，例如市场交易主体名单、输配价格、网损收取率、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、机组剩余发电量、关键输电通道可用、已用、剩余输电能力和潮流极限情况等。应保证市场交易主体可以在规定时间范围内无歧视地获得各类公开信息。
10.1.1.4 私有信息指只有特定的市场交易主体及电力交易机构、电力调度机构才可获得的信息，例如发电机组的机组特性参数、各市场交易主体的各类交易的成交电量及成交价格、各市场交易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交易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。
10.1.1.5 交换信息是监管机构、电力交易机构、电力调度机构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。只有监管机构、电力交易机构、电力调度机构有权获得交换信息。
10.1.1.6 以上信息均应在交易公告发布前一天向能源监管机构提供并备案。
10.1.2按照信息内容和主要用途分类
10.1.2.1 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。
10.1.2.2 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交易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。
10.1.2.3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交易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。
10.2 信息管理
10.2.1市场交易主体应根据各自职责及时披露相关信息，并确保真实有效;电力交易机构对发电权替代交易信息进行汇总、整理、发布、保存，并报监管机构备案。
10.2.2 电力交易机构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。
10.2.3 市场交易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。
10.2.4 为保证市场交易主体的信息安全，市场交易主体各方、市场运营机构、电网运营企业、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机构的审核批准后才可进行，监管机构可按要求对信息管理进行全过程监管。
10.3 市场运营信息发布
10.3.1被替代机组所属企业披露信息包括：
(1)公司机组投产时间、机组台数、机组容量、电网结算电价、年用发电权替代电量、以前年度违约情况等。
(2)发电权替代交易需求信息、联系方式。
(3)发电权替代交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
10.3.2 替代发电企业应披露的信息包括：
(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)发电权替代交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。
10.3.3 电网运营企业披露信息包括：
(1)网损收取标准等电价信息。
(2)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。
(3)关键输电通道潮流极限情况和可用、已用、剩余输送能力情况。
10.3.4电力交易机构披露的信息包括：
(1)发电权替代交易合同电量。
(2)年度、月度电力供需预测情况;
(3)由于电网安全约束限制了调峰替代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;次年(季、月)各机组剩余可发电量的上限。
(4)交易电量执行、电量清算、电费结算等。
(5)其他与发电权替代交易相关的公共信息。
10.4 保密规定
10.4.1 除公开披露信息外(私有信息具有保密性)，未经能源监管机构批准，市场交易主体和市场运营机构不得向其他市场交易主体透露私有信息。
10.4.2 电力交易机构不得向其他市场交易主体透露交换信息。
10.4.3 公开信息、私有信息和交换信息具有保密性，未经能源监管机构批准，市场交易主体不得向公众透露这三类信息。
10.4.4 泄密事件涉及权益当事人的，该当事人可向能源监管机构提出对泄密责任人的申诉。
10.4.5 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。
11.市场干预及终止
11.1 市场交易主体和市场运营机构均可向监管机构申请市场干预。
11.2 发生以下情况时，监管机构进行市场干预。
(1)市场交易主体滥用市场力、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，发电权替代交易无法正常进行时;
(3)其它情况。
11.3 出现下列情形之一时，市场运营机构可以进行市场干预，并报能源监督机构备案：
(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。
11.4 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。
11.5 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，并报监督机构备案。
11.6 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。
11.7能源监管机构可根据《电力市场监管办法(试行)》等文件决定中止或恢复电力市场。
11.8 市场中止期间，各市场交易主体应按照电网调度管理规程，根据电力调度机构的调度指令，严格执行调度计划。
12.争议与违规处理
12.1当市场主体月度、年度对发电权替代交易电量的执行、偏差处理、进度完成等指标提出异议时，可由电力调度机构负责出具书面说明，电力交易机构负责解释，如仍有异议，可提请能源监管机构协调解决。
12.2争议也以通过以下方式处理：
(1)协商解决;
(2)书面申请调解，监管机构依据《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。
12.3 能源监管机构根据国家法规、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。
13.名词解释
(1)集中竞价交易是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、成交电量与成交价格等市场要素。
(2)挂牌交易是指市场主体通过电力交易平台，将需求替代交易电量或可供替代交易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邀约的申请，经过安全校核和相关方确认后形成交易结果，同一周期内提交的交易按等比例原则分配，不同周期内提交的交易按时间优先原则成交。
(3)集中挂牌交易：指有发电权益所属发电企业通过交易运营系统进行电量需求交易申报，按照挂牌交易市场规则进行交易出清的交易组织方式。
(4)转让交易：指市场交易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。
(5)安全校核：对交易双方按市场出清形成的无约束交易结果进行发电、输配电过程模拟分析，确定是否满足电网安全稳定和发电能力约束条件的过程。
(6)工作日：指除星期六、星期日及法定节假日以外的公历日。
(7)公益性、调节性电量：指燃煤电厂所属企业按照政府核定上网电价向电网运营企业售买的电量。
(8)发电机群方式：是指在一个分区内，所有发电企业和发电厂机组为一个发电机群，并分别将火电、水电、新能源等电源单独确定为发电机群，机群内机组可以相互停机备用。
(9)“供热最小运行方式”：是指供热机组需满足供热要求，由监管机构批复的供热机组最低出力对应的运行方式。
