第九章 安全校核与交易执行
第五十八条电力调度机构负责各种交易的安全校核工作。直接交易、合同转让交易、合同变更与调整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。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。
第五十九条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，折算得出各机组的可发电量上限，对参与市场交易的机组发电利用小时数提出限制建议。
第六十条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。
第六十一条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。
第六十二条安全校核未通过时，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。已完成的交易，不能通过月度安全校核的，市场成员应尽快进行合同转让或合同变更、调整。
第六十三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，并在事后向西北能源监管局和自治区经济和信息化委书面报告事件经过。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。
第六十四条电力交易机构根据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。
第六十五条电力调度机构负责执行月度发电计划;电力交易机构每日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。
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。
第十章 辅助服务
第六十六条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。
第六十七条辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。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。
第六十八条按照“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。
第六十九条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，可以通过竞价方式统一购买系统所需的无功和黑启动服务。
第七十条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。
第七十一条电力直接交易双方发用电曲线一致的，对应电量不分摊调峰辅助服务补偿费用;剔除直接交易曲线后的剩余发电曲线，对应电量分摊调峰辅助服务补偿费用。
第七十二条加强需求侧管理。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。
第十一章 计量和结算
第七十三条发电企业、电力用户电量计量装置安装规范分别执行发电企业与电网企业签订的《购售电合同》、电力用户与电网企业签订的《供用电合同》相关规定。
第七十四条电力用户和发电企业暂时保持现有计量抄表周期和方式，电网公司应创造条件尽快过渡到按照电力市场结算要求的计量抄表周期和方式。
第七十五条当出现计量数据不可用时，由电能计量检定中心确认并出具报告，结算电量由电力交易机构组织相关市场主体协商解决。
第七十六条电费一般执行按月清算、结账原则;周(日)交易，按周(日)清算，按月结账。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。
各市场主体暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变，并由电网企业承担电力用户侧欠费风险，保障交易电费资金安全。
第七十七条发电企业和电力用户的合同偏差分开结算。
结算流程和结算价格如下：
(一)发电侧
1.机组实际上网电量小于其月度基数电量时，按政府批复的上网电价结算实际上网电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按调增最高预挂牌价格的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于考核。
2.机组实际上网电量大于其月度基数电量但小于月度基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算基数电量，按其所签订的市场合同加权平均价结算剩余电量;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿，2%以内的减发电量免于补偿;因自身原因导致的少发电量按调增最高预挂牌价格的10%支付偏差考核费用，2%以内的少发电量免于考核。
3.机组实际上网电量大于其月度基数电量与市场合同电量之和时，按政府批复电价结算基数电量，按合同价格结算各类市场合同电量;提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿;因自身原因导致的超发电量按预挂牌价格的最低价结算。
4.全部合同均约定交易曲线的发电企业，根据每日的实际发电曲线考核偏差电量。各时段，因自身原因导致的超发电量按月度集中竞价交易最低成交价结算;因自身原因导致的少发电量按合同约定向有关方支付违约金；提供上调服务导致的增发电量按其预挂牌价格获得补偿;提供下调服务导致的减发电量按其预挂牌价格获得补偿。
(二)电力用户侧
1.市场电力用户实际月用电量超过其合同电量时，按其合同加权平均价结算总合同电量，超用电量按目录电价结算。用户全电量参与市场时，超用电量按照上调服务的加权平均价结算。
2.市场电力用户实际用电量小于其合同电量时，按其合同加权平均价结算实际用电量。2%以内的少用电量免于承担违约责任，2%以外的少用电量按调增最高预挂牌价格的10%支付偏差考核费用。
3.对于约定交易曲线的用户，根据每日实际用电曲线考核偏差电量。每日各时段的累计超用电量按目录电价结算;每日各时段的累计少用电量，2%以内的少用电量免于承担违约责任，2%以上的少用电量按合同约定承担违约责任并向相关方支付违约金。
(三)发电企业、电力用户偏差考核费用，以及上调服务所增加的电网企业结算正收益，统一用于支付下调机组的补偿费用及市场化电量结算偏差，盈余或缺额部分由所有统调发电企业按上网电量比重返还或分摊。
第七十八条对于电网故障、电网改造等非不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由电网企业承担相关偏差考核费用;对于不可抗力因素导致的合同电量执行偏差，由所有市场主体共同分摊相关费用。
第十二章 信息披露
第七十九条市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场成员有权访问并且不得向其他市场成员公布的数据和信息。
第八十条市场成员应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，披露电力市场信息。
电力交易机构、电力调度机构应当公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。
电力交易机构负责市场信息的管理和发布，会同电力调度机构及时向市场主体发布市场需求信息、电网阻塞管理信息、市场交易信息、辅助服务信息、电网拓扑模型、发电机组检修计划、电网检修计划等。
第八十一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。
电力交易机构负责管理和维护电力市场技术支持系统、电力交易机构网站，并为其他市场成员通过技术支持系统、电力交易机构网站披露信息提供便利。各类市场成员按规定通过电力市场技术支持系统、电力交易机构网站披露有关信息，并对所披露信息的真实性、准确性和及时性负责。
第八十二条市场主体如对披露的相关信息有异议或疑问，可向电力交易机构、电力调度机构提出，由电力交易机构、电力调度机构负责解释。
第八十三条电力监管机构、政府电力管理部门、电力市场成员不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。
第八十四条西北能源监管局、自治区经济和信息化委负责监督信息披露工作。
第十三章 附则
第八十五条本规则由西北能源监管局、自治区经济和信息化委负责解释。
第八十六条本规则自发布之日起施行。
