第四十一条[合同转让交易时序]合同转让交易原则上应早于合同执行3日之前完成，市场主体签订电力电量购售合同后即可进行转让。
第三节优先发电合同签订
第四十二条[跨区跨省优先发电]根据确定的跨省跨区优先发电(含年度以上优先发电合同)，相关电力企业在每年年度双边交易开始前协商签订次年度交易合同(含补充协议)，约定年度电量规模及分月计划、送受电曲线、交易价格等，并优先安排输电通道。
第四十三条[省内优先发电]根据确定的省内优先发电，在每年年度双边交易开始前签订厂网间年度优先发电合同，约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。
第四十四条[优先发电确定时间]省经信委会同西北能源监管局，在每年12月1日前确定次年度优先发电的电量规模，并分解到月度及机组（水电可分解到厂，风电、光伏电站可分解到场，下同）。年度优先发电电量规模无法按时确定的，由交易机构参考上年情况进行优先发电电量的月度分解。每月20日之前确定经安全校核后的发电机组次月度优先发电量。
第四节年度基数电量合同签订
第四十五条[年度基数电量合同签订]根据基数电量安排，在每年12月底前签订厂网间年度购售电合同，约定年度电量规模及分月计划、交易价格等。基数电量确定后，偏差主要通过市场方式处理。
第五节年度双边交易
第四十六条[信息发布与交易公告]每年12月上旬之前，政府电力主管部门、监管机构、电网企业、电力交易机构共同完成次年用电需求预测、优先发电量安排、直接交易电量规模安排、电源电网设备检修安排等交易准备工作，电力交易机构通过电力交易平台发布年度双边交易相关市场信息及市场交易公告，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(送出地区或区域平台发布);
(四)次年各机组可发电量上限。
第四十七条[交易品种]年度双边交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易、合同转让交易(含跨省跨区合同转让交易，下同)。
第四十八条[交易申报]市场主体经过双边协商分别形成年度双边省内直接交易、年度双边跨省跨区交易和年度双边合同转让交易的意向协议，并在年度双边交易闭市前，按照交易公告通过电力交易平台系统向电力交易机构申报数据，提交意向协议。年度双边交易的意向协议应提供月度分解电量或明确年度电量按月（天数）平均分解。
第四十九条[安全校核]电力交易机构在年度双边交易闭市后2个工作日内将所有双边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个工作日之内将校核结果返回电力交易机构。
第五十条[交易结果发布]电力交易机构在电力调度机构返回安全校核结果后，于下1个工作日发布年度双边交易结果。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电力交易平台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，由电力交易平台系统自动生成年度双边直接交易、年度双边跨省跨区交易和年度双边合同电量转让交易合同。
第六节年度集中竞价交易
第五十一条[信息发布与交易公告]每年12月中旬，电力交易机构通过电力交易平台系统发布次年度集中竞价市场相关信息及市场交易公告，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)次年集中竞价直接交易电量需求预测;
(三)次年集中竞价跨省跨区交易电量需求预测;
(四)次年各机组剩余可发电量上限。
第五十二条[交易品种]年度集中竞价交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易。每类集中竞价交易自开市至闭市原则不超过2个工作日。
第五十三条[交易申报]年度集中竞价交易开始后，发电企业、售电企业和电力用户按照交易公告通过电力交易平台系统申报电量、电价。电力交易平台系统对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。市场主体对所申报的数据负责。
第五十四条[安全校核与交易结果发布]报价结束后，电力交易平台系统考虑安全约束自动生成初始交易结果，由电力交易机构在申报结束后2个工作日内提交电力调度机构并向相关市场主体公开。电力调度机构应在5个工作日内完成安全校核，返回电力交易机构形成最终交易结果。电力交易机构在收到安全校核结果的下1个工作日，通过电力交易平台系统向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。
第七节月度双边交易
第五十五条[信息发布与交易公告]每月上旬，电力交易机构应通过交易平台发布次月双边交易相关市场信息及交易公告，包括但不限于：
(一)次月关键输电通道剩余可用输送能力情况;
(二)次月直接交易电量需求预测;
(三)次月跨省跨区交易电量需求预测(送出地区或区域平台发布);
(四)次月各机组可发电量上限。
第五十六条[交易品种]月度双边交易自开市至闭市原则上不超过3个工作日。月度双边交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同转让交易。
第五十七条[交易申报]市场主体经过双边协商分别形成月度双边省内直接交易、月度双边跨省跨区交易和月度双边合同转让交易的意向协议，并且在月度双边交易市场闭市前，通过电力交易平台系统向电力交易机构申报数据，提交意向协议(包含互保协议)。
第五十八条[安全校核]电力交易机构在闭市后2个工作日将所有双边交易结果提交相关电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应在2个工作日之内将校核结果返回电力交易机构。
第五十九条[交易结果发布]电力交易机构在电力调度机构返回安全校核结果后，于下1个工作日发布月度双边交易结果。
市场主体对交易结果有异议的，应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，应在结果发布当日通过电力交易平台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，由电力交易平台系统自动生成月度双边直接交易、月度双边跨省跨区交易和月度双边合同电量转让交易合同。
第八节月度集中竞价交易
第六十条[信息发布与交易公告]每月中下旬，电力交易机构通过电力交易平台系统发布次月集中竞价市场相关信息及市场交易公告，包括但不限于：
(一)次月关键输电通道剩余可用输送能力情况;
(二)次月集中竞价直接交易电量需求预测;
(三)次月集中竞价跨省跨区交易电量需求预测(送出地区或区域平台发布);
(四)次月各机组剩余可发电量上限。
第六十一条[交易品种]月度集中竞价交易主要开展省内直接交易、跨省跨区交易和合同电量转让交易。每类集中竞价交易自开市至闭市原则上不超过2个工作日。
第六十二条[交易申报]月度集中竞价交易开始后，发电企业、售电企业和电力用户通过电力交易平台系统申报电量、电价。电力交易平台系统对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。市场主体对所申报的数据负责。
第六十三条[安全校核]报价结束后，电力交易平台系统自动生成初始交易结果，由电力交易机构在当日提交电力调度机构并向市场主体公开。电力调度机构应在2个工作日内完成安全校核，返回电力交易机构形成最终交易结果。电力交易机构在收到安全校核结果的下1个工作日，通过电力交易平台系统向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。
第六十四条[交易结果发布]电力交易机构在各类月度交易结束后，应当根据经安全校核后的交易结果，对年度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。
第九节其它周期交易
第六十五条[其它周期交易]多年、季度、周、多日交易组织流程参照年度、月度双边交易、集中竞价交易流程。周交易为月度交易的补充，满足电力用户和发电企业临时新增或补充交易需求。周交易可采用双边交易或集中竞价交易方式。每周二前，交易机构通过电力交易平台系统发布次周市场交易相关信息；市场主体于每周三上午9:00开始交易，每周三15:00前闭市。调度机构于每周四上午12:00前完成安全校核。交易机构于周四16:00前发布交易结果，相关市场主体应于17:00前通过电力交易平台系统或书面方式返回成交确认信息。逾期未确认成交信息的，视为同意。由电力交易平台系统自动生成周交易合同。
第十节临时交易与紧急支援交易
第六十六条[临时交易]可再生能源消纳存在困难时，可与其他省(区、市)市场主体通过自主协商方式开展跨省跨区临时交易，交易电量、交易曲线和交易价格由购售双方协商确定。
第六十七条[紧急支援交易]在电网供需不平衡时，由调度机构组织开展跨区跨省临时交易、紧急情况及事故支援交易，一般事先与相关电网企业约定交易价格，按照约定价格进行结算;
第七章 安全校核与交易执行
第六十八条[安全校核责任]电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。直接交易、合同调整和合同电量转让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，电力调度机构有为交易机构提供电力交易(涉及本电力调度机构调度范围的)安全校核服务的义务。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。
第六十九条[机组电量限额]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。
第七十条[电网信息发布]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。
第七十一条[安全校核]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。
第七十二条[安全约束电量削减原则]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。基数电量受市场交易电量影响不能通过安全校核的，可以转让。
第七十三条[紧急情况处理]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省政府有关部门书面报告事件经过。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。
第七十四条[电量计划安排]电力交易机构根据各年度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。
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。
第七十五条[电量计划跟踪]电力调度机构负责执行月度发电计划;电力交易机构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。
第八章 合同调整与偏差电量平衡机制
第七十六条[合同执行偏差处理]中长期合同执行偏差现阶段通过在发电侧采用滚动调整方式进行处理；发电侧合同电量按月滚动调整，用户侧合同电量可以月结月清，也可以按月滚动调整。采用本方式导致的发电企业电量合同执行不平衡的，可以开展事后合同电量转让交易。
待市场成熟后，可以采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理。
第七十七条[合同分解与调整]合同原则上按照月度分解、滚动调整、年度清算；电力市场交易双方根据年度交易合同，在保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下，可以于每月5日前对年度交易合同中次月分解计划提出调整要求上报电力交易机构，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。
第九章 辅助服务
第七十八条[两个细则]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。
第七十九条[辅助服务分类]辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务包括:一次调频、基本调峰、基本无功调节、备用等，基本辅助服务不进行补偿。有偿辅助服务是指并网发电厂、电力用户、独立的辅助服务提供商在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制(AGC)、有偿调峰、有偿无功调节、黑启动等。
第八十条[辅助服务提供方]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。辅助服务提供方包括:并网发电厂、电力用户、独立的辅助服务提供商(如储能、无功补偿装置等)。
第八十一条[辅助服务补偿方式]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。
第八十二条[辅助服务交易]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，可以通过竞价或挂牌方式统一购买系统所需的无功和黑启动服务。
第八十三条[电力用户参与辅助服务]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。根据电力用户自身负荷曲线和全网用电负荷曲线，计算电力用户对电网调峰的贡献度。
第八十四条[独立的辅助服务商]储能、可中断负荷、无功补偿等独立的辅助服务提供商，按提供辅助服务效果获得补偿。
第八十五条[需求侧管理]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。
第十章 计量和结算
第一节电能计量
第八十六条[计量原则]
市场交易主体应根据市场运行需要，安装符合国家标准的计量装置;电网企业为市场主体安装符合技术规范的计量装置提供技术服务;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，考虑相应的变(线)损。
第八十七条[计量装置]同一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。
第八十八条[计量数据]
电网企业应按照电力市场结算要求按月定期抄录发电企业(机组)和电力用户电能计量装置数据，并提交电力交易机构。当出现计量数据差错或纠纷时，由电能计量检测中心核查、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。
第二节交易结算
第八十九条[结算依据]
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。其中，跨省跨区交易原则上由北京电力交易中心向相关省电力交易机构出具结算依据;省级电力交易机构向本省市场主体出具结算依据；合同电量转让交易由电力交易机构分别向出让方和受让方出具结算依据。
第九十条[电费结算]电力用户和发电企业原则上均按照自然月份计量用电量和上网电量。各市场主体与电网企业的电费结算和支付方式保持不变。
第九十一条[结算争议]市场主体接收电费结算依据后，应进行核对确认，如有异议在3个工作日内通知电力交易机构，逾期则视同没有异议。
第九十二条[滚动调整方式的合同偏差电量结算]对于实际完成电量与市场交易合同电量的偏差，按照以下原则进行结算：
（一）发电企业和用户（售电企业）的合同偏差电量分开结算。不对购电方的实际用电量与售电方的实际上网电量进行匹配，仅基于各自的交易合同计算偏差电量和违约金。
（二）采用“月度结算，按合同周期清算”的原则。对于月度交易合同，按月清算合同电量和偏差电量。对于年度（多月）交易合同，如果各月的合同电价相同，允许分月电量滚动结算，并在合同周期的最后一个月进行偏差电量清算；如果各月的合同电价不同，则不允许分月电量滚动结算，即根据合同分月电量按月清算偏差电量。
（三）市场交易用户（售电企业）月度结算方法：
1.实际用电量超过（或等于）总合同电量的,首先根据月度交易计划结算当月合同电量。对于超出部分，如果用户存在尚未执行完毕且各月合同电价相同的年度（多月）合同，则按照该年度（多月）合同结算，同时滚动调减该年度（多月）合同的次月电量；如果用户不存在尚未执行完毕且各月合同电价相同的年度（多月）合同，则3%以内的（含3%）偏差电量按照其同类型用户目录电价结算，3%以上的偏差电量按照其同类型用户目录电价的110%结算。
2.实际用电量少于总合同电量的，首先结算月度交易合同电量（包括各月电价不同的年度（多月）合同分月电量），然后结算尚未执行完毕且各月电价相同的年度（多月）合同分月电量，相应滚动调增该年度（多月）合同的次月电量，并不再计算月度偏差电量。如果用户实际用电量少于月度交易合同电量（含各月电价不同的年度（多月）合同分月电量），或不存在尚未执行完毕且各月电价相同的年度（多月）合同，超出-3%部分按其同类型用户目录电价的10%缴纳违约金。
