(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。
