(一)電力用戶、獨立輔助服務提供者參與提供輔助服務需滿足各類輔助服務技術要求，并且與發電企業按照統一標準進行補償。電力用戶輔助服務費用隨電力用戶電費一并結算;

(二)電力直接交易雙方發用電曲線一致的，對應電量不分攤調峰輔助服務補償費用;剔除直接交易曲線后的剩余發電曲線，對應電量分攤調峰輔助服務補償費用;

(三)加強需求側管理。在負荷控制系統、用電信息采集系統基礎上，推廣用電用能在線監測和需求側響應，積極培育電能服務，參與市場競爭，逐步形成需求側機動調峰能力(如蓄熱電鍋爐等)，保障輕微缺電情況下的電力供需平衡;

(四)跨省跨區外送交易涉及 “網對網”的發電企業納入受端地區輔助服務。

第十章 計量和結算

第一節 計量的基本原則

第一百六十六條 電網企業(含擁有配電網運營權售電公司)應根據市場運行需要為市場主體安裝符合技術規范的計量裝置;計量裝置原則上應安裝在產權分界點處，產權分界點無法安裝計量裝置的，如新能源發電企業所屬匯集站等，可以采取比例分攤方式計算，但應考慮相應的變(線)損。

第一百六十七條 同一計量點應安裝相同型號、相同規格、同精度的主、副電能表各一套，主、副表應有明確標志，以主表計量數據作為結算依據，副表計量數據作為參照，當確認主表故障后，副表計量數據替代主表計量數據作為電量結算依據。電力用戶可根據實際情況配置必要的計量裝置。

第一百六十八條 電力用戶不同電壓等級應分戶號計量;售電公司代理的電力用戶應依照直接交易合同對應的關聯戶號做匯總統計;對由售電公司代理的直接交易電力用戶，如其計量點存在照明、農業等用電與工業用電混合計量的情況，須按照“定量或定比方式”拆分后，統計其用于直接交易的每個月的大工業(或一般工商業)實際用網電量。對增量配電網、園區配電網的用戶由售電公司代理交易的，其直接交易電量可逐步過渡到全電量參與模式，擁有配電網的售電公司整體參與交易的規則另行制定。

第一百六十九條 電網企業應按照電力市場結算要求定期抄錄發電企業(含匯集站內不同的發電企業)和電力用戶電能計量裝置數據，并提交電力交易機構。擁有配電網運營權的售電公司應按照電力市場結算要求定期抄錄電力用戶電能計量裝置數據，并提交電力交易機構。當出現計量數據不可用時，由負荷條件的電能計量檢測機構確認并出具報告，結算電量由電力交易機構組織相關市場主體協商解決。

第二節 結算的基本原則

第一百七十條 市場主體的可結算電量統計口徑，按照發電企業、電力用戶等分別統計。發電企業由實際上網電量、優先發電電量、直接交易電量、新能源發電企業與自備電廠調峰替代電量、跨省跨區外送電量、合同電量轉讓、互保電量、月度上下調電量、違約電量等部分組成;電力用戶按實際用網電量、直接交易電量、新能源發電企業與自備電廠調峰替代電量(對應相應用戶)、合同電量轉讓、互保電量、違約電量等組成。

第一百七十一條 遵循發電企業與電力用戶、售電公司的電量分開解耦結算的原則，建立合同偏差電量結算機制，發電企業和電力用戶的合同偏差分開計算。售電公司代理的直接交易用戶可逐步過渡到整體打捆計算偏差電量方式。

第一百七十二條 堅持月結、月清的原則，即按月對合同電量電費和執行偏差進行結算、清算;開展月內短期交易的地區，按交易周期進行電量電費計算，按月結算、清算。

第一百七十三條 電力交易機構負責向市場主體出具結算依據，市場主體根據相關規則進行資金結算。其中：跨省跨區交易原則上由電力交易機構協調外省交易機構后，向市場主體出具結算依據;合同電量轉讓交易由電力交易機構分別向出讓方和受讓方出具結算依據。

第一百七十四條 電力用戶和發電企業原則上均按自然月份計量用電量和上網電量，如暫不具備條件時保持現有計量抄表方式不變。各市場主體暫時保持與電網企業的電費結算和支付方式不變，并由電網企業承擔用戶側欠費風險，保障交易電費資金安全。不承擔電費結算職能的電網企業也不再承擔欠費風險，市場主體可自行約定結算方式。

第一百七十五條 發電企業上網電量電費由電網企業在次月支付;電力用戶仍向電網企業繳納電費，并由電網企業承擔電力用戶側欠費風險;售電公司按照交易機構出具的結算依據和電網企業進行電費結算。

第一百七十六條 在每次結算規定日期前，電力調度機構須向電力交易機構提供交易計劃執行過程中的偏差電量責任認定情況說明，由電力交易機構公示無異議后執行，并報國家能源局新疆監管辦公室備案。

第一百七十七條 發電企業的新機調試電量和調試電價、差額資金等，單獨統計和結算。

第一百七十八條 市場主體的結算依據，包括但不限于以下部分：

1.發電企業：本月實際上網電量、每筆合同結算電量和電價及違約電量和電價、優先發電電量和電價等;電量電費、上調服務補償費、下調服務補償費、偏差考核費用、平均分攤的結算差額或盈余資金、輔助服務費用等。

2.電力用戶：

(1)參與直接交易的，由電力交易機構提供每筆合同結算電量和電價及違約(偏差考核)電量和電價、輸配電費，其他容量電費、功率因數調整等由電網公司提供;

(2)由售電公司代理的，由售電公司將用戶市場化結算電量和電價(或由電網企業直接提供)提電力交電力交易機構，核對匯總后，提交電網企業進行資金結算;其他容量電費、功率因數調整等由電網公司提供。

3.售電公司：由電力交易機構提供直接交易電力用戶每筆合同結算電量和電價及違約電量和電價、輸配電費等，由售電公司向電力交易機構提供其代理的電力用戶每個戶號的結算電量、電價等，電力交易機構與電力用戶確認后，匯總完成;

4.電網企業：由電力交易機構提供輸配電費用結算單，包括每筆合同輸配電電量、電價及違約電量、電價等;跨區跨省市場主體購、售電結算單，包括每筆合同的結算電量和電價及違約電量、電價等;

5.電力調度機構：由電力調度機構提供輔助服務結算數據，電力交易機構出具結算依據。

第一百七十九條 市場主體接到電費結算依據后，核對并確認，如有異議應在 3 個工作日內通知電力交易機構，逾期視同沒有異議。

第一百八十條 電力用戶結算的基本原則。合同偏差采用交易周期內清算方式結算，將月度內所有交易電量統一進行計算，其合同執行月度計劃周期內實際用網電量與合同電量(含合同電量轉讓互抵和互保協議后)允許偏差范圍為±5%。均執行月度清算，在允許偏差范圍以內，按照實際用網電量結算;偏差范圍以外的電量按本實施細則承擔違約責任，并支付偏差考核費用;其偏差考核費用按照本實施細則確定的原則全部返還到發電企業。

第一百八十一條 售電公司結算原則：

(一)對于售電公司代理的電力用戶，其代理的各用戶實際用網電量累加值(分戶計量，匯總結算;可分戶結算)與合同電量(含合同電量轉讓互抵和互保協議)偏差按照±5%為允許偏差范圍。與直接參與交易的用戶結算和偏差處理相同;

(二)經營配網業務的售電公司，其配網范圍內供電的電力用戶的電量、電費結算由所屬經營配電網的售電公司參照已簽訂的《供用電協議》執行。

第一百八十二條 發電企業結算基本原則：

(一)新能源(風電、光伏)和新能源(可調節性和不可調節性水電)上網電量實行保障性收購和市場化交易增加收購的方式執行。

1.參加綠色能源認證交易的新能源發電企業上網電量不再享受政府補貼;

2.新能源發電企業發電側月度合同執行的實際上網電量與合同電量允許偏差范圍±15%、無調節能力水電允許偏差范圍±10%，未超出部分，對統一出清電價的(火電與新能源相同電價的)相應調整交易電量的打捆比例，不同電價的，應調整用戶側結算電價(或通過平衡賬戶解決);超出偏差電量范圍以外的違約電量按本實施細則承擔違約責任，并支付違約金;其違約金按照本實施細則確定的原則全部返還到其他發電企業;

3.對新能源打捆比例的結算。按照跨省跨區交易電量、直接交易電量等實際執行的電量和已確定的打捆比例對應的電量值進行計算和結算，建立平衡賬戶或“調整打捆比例”處理。

(二)有調節性水電企業未參加市場化交易的，其對應的電量和按政府批復上網電價結算;參加市場化交易的，優先結算優先發電權的電量，其市場化電量按照市場化合同電量完成對應的電量、電價進行結算。與新能源發電企業規則相同，但允許偏差范圍為±5%(與火電企業相同);

(三)垃圾摻燒發電企業按國家垃圾摻燒比例政策結算;生物質發電、余熱余壓等資源綜合利用電廠實行保障性收購;新能源調峰機組(滿足調峰調頻和電網安全)未施行市場化交易的部分電量進行保障性收購。以上電量，按政府批復上網電價結算;

(四)熱電聯產企業 “以熱定電”、火電防凍機組，常規燃煤、燃氣發電企業的市場化交易電量，按照市場化交易合同約定結算;非市場化部分電量，按照電網運行需要由優先合同電量按照月度計劃執行，上網電量按照政府核定的上網電價結算。其合同執行計劃周期(或月度內)內實際用網電量與合同電量(含合同電量轉讓互抵和互保協議后)允許偏差范圍為±5%。

第一百八十三條 天中直流等外送配套電源企業的結算。優先確定配套新能源發電企業送出電量并結算，再確定配套火電外送電量，扣除配套電源送出電量后，最終確定疆內組織直流外送電量和不同成分完成電量，再按已確定的打捆比例對外送電量進行等比例調整火電(含水電)和新能源出清結果對應的電量進行結算，回購電量單獨計算和結算。

第一百八十四條 “電力援疆”發電企業結算。按已確定的打捆比例對外送電量進行等比例調整后，火電(含水電)和新能源出清結果對應的電量進行結算，如新能源送出電量未完成合同(含疆內不同區域內)，由疆內其他新能源補足(多發電的企業向受援地區支付一定比例的補償費);“點對點”地區的火電企業援疆外送電量(火電不足則按全疆未參加“點對點”外送火電裝機容量均分，并由多發電的企業向受援地區轉讓的火電企業支付一定比例的補償費);參與電力援疆的疆內火電企業按本實施細則進行結算。

第三節 預掛牌月平衡偏差交易結算

第一百八十五條 各市場主體按照市場合約電量將發電企業與電力用戶解耦計算，并按月清算、結算(含合同電量轉讓互抵和互保協議)，如月度偏差電量采取發電企業上調、下調方式和“月度盈虧平衡賬戶”無法處理時，應盡快啟動現貨交易。

第一百八十六條 發電企業月度優先發電和基數電量按政府核定上網電價結算。

第一百八十七條 發電企業的電費構成包括：電量電費、下調服務補償費、偏差考核費用、平均分攤的結算差額或盈余資金、輔助服務費用。市場電力用戶的電費構成包括：電量電費、偏差考核費用、輸配電費、政府性基金及附加等。

第一百八十八條 發電企業電量首先結算優先發電電量，再次結算市場化合約電量，最后結算偏差電量。其中，Q 為電量;R為電量收入;P 為度電電價。

第一百八十九條 各發電企業月度電量收入按照如下公式計算：

(一)月度優先發電和基數電量

R 優先和基數 =(Q 優先發電 +Q 基數 )×P 標桿 (1)

其中：

R 優先和基數 為各發電企業月度優先發電和基數電量電費收入;

Q 優先發電 為各發電企業月度優先發電合同電量;

Q 基數 為各發電企業月度基數合同電量;

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P 標桿 為各發電企業標桿上網電價。

(二)月度市場化合約電量收入計算：

R 市場合同 =Q 雙邊 ×P 雙邊 +Q 競價 ×P 競價 +Q 掛牌 ×P 掛牌

其中：

R 市場合同 為發電企業月度市場合約電量電費收入;

Q 雙邊 為發電企業月度雙邊協商交易電量;

Q 競價 為發電企業月度集中競價(撮合)交易電量;

Q

掛牌 為發電企業月度掛牌等交易電量(含合同轉讓電量和互

保協議電量);

P 雙邊 為發電企業雙邊協商交易度電電價;

P 競價 為發電企業集中競價(撮合)度電電價;

P 掛牌 為發電企業掛牌交易度電電價。

(三)新能源發電企業(包括風電、光伏)和無調節能力的水電月度電量電費收入計算

1.根據次月整體最大發電能力預測值、優先發電計劃及月度市場化合同電量確定次月月度發電計劃，并按照有關規定和本實施細則對新能源進行結算。

2.新能源發電企業和無調節能力的水電月度合同執行的實際用網電量與合同電量允許偏差范圍為風電、光伏發電 15%以內，無調節能力水電 10%以內。在允許偏差范圍內免除考核;在允許偏差范圍以外的需支付偏差考核費用。

3.新能源發電企業和無調節能力的水電月均不參與預掛牌月平衡偏差交易，但±15%(±10%)以外的偏差電量按照火電機組預掛牌上、下調加權平均價格結算。

R 新能源優先 =Q 新能源優先 ×P 標桿 (3)

R 新能源市場合同 =Q 雙邊 ×P 雙邊 +Q 競價 ×P 競價 +Q 掛牌 ×P 掛牌 (4)

R 偏差 =(|Q 新能源實際 -Q 新能源月度總合同 |-Q 新能源月度總合同 ×15%或 10%)×P預掛牌加權平均 (5)

當偏差小于 15%或 10%時R 免考偏差 =(Q 新能源實際 -Q 新能源月度總合同 )×P 市場合同加權平均 (6)R 新能源實際 =R 新能源優先 +R 新能源市場合同 +R 免考偏差 (7)

當偏差大于 15%或 10%時R 免考偏差 =(Q 新能源月度總合同 ×15%或 10%)×P 市場合同加權平均 (8)

超發：R 新能源實際 =R 新能源優先 +R 新能源市場合同 +R 免考偏差 - R 偏差 (9)

少發：R 新能源實際 =R 新能源優先 +R 新能源市場合同 -R 免考偏差 - R 偏差 (10)

其中：

R 新能源實際收入 為新能源發電企業月度實際電量收入;

R 偏差 為新能源發電企業月度偏差考核費用，當|Q 新能源實際- Q 新能源月度總合同 |≤Q 新能源總 ×15%或 10%時 R 偏差 =0，當|Q 新能源實際- Q 新能源總 |>Q 新總×15%或 10%時 R 偏差 為公式(5)計算值;

R 免考偏差 為新能源發電企業月度允許偏差范圍內電費收入;

Q新能源月度總合同 為新能源發電企業月度總合同電量，為優先發電合同電量和市場化合同電量之和;

R新能源市場合同 為新能源市場化合同電量總收入按照公式(4)計算得出;

P 預掛牌加權平均 為火電預掛牌加權平均電價，分為上調電價和下調電價兩種，新能源超發(用戶少用)采用下調加權平均電價，新能源少發(用戶多用)采用上調加權平均電價;

P 市場合同加權平均 為新能源市場化合同加權平均電價。

(四)其他機組在新能源次月月度發電計劃確定后，根據優先發電計劃和市場化合同確定次月月度發電計劃，按照有關規定和本實施細則進行結算。其中新能源和無調節性水電以外的發電企業月度發電收入按照以下方式結算：

1.當上網電量小于月度優先發電和和基數電量時，按政府批復的上網電價結算實際上網電量;提供下調服務導致的減發電量按其預掛牌價格獲得補償，5%以內的減發電量免于補償;因自身原因導致的少發電量按月度集中競價交易最高成交價的 10%支付偏差考核費用，5%以內的少發電量免于支付偏差考核費用。

當 Q 其他實際 ≤Q 優先發電 +Q 基數 時：

Q 其他偏差 =| Q 其他總合同 -Q 其他實際 |-5%×Q 其他總合同 (11)

R 偏差 =Q 其他偏差 ×P 預掛牌下調 (12)

Q 自身考核 =Q 自身原因 -5%×Q 其他總合同 (13)

R 自身考核 =Q 自身考核 ×P 競價最高 ×10% (14)

R 其他實際收入 =Q 其他實際 ×P 標桿 + R 偏差 - R 自身考核 (15)

其中：

Q 實際上網 為其他發電企業月度實際上網電量;

R 實際收入 為其他發電企業月度實際電費收入;

Q

其他總合同 為其他發電企業月度總合同電量(包括月度優先發電、基數電量和市場化合同電量);

P 預掛牌下調 為其他發電企業預掛牌下調成交電價;

Q其他偏差 為其他發電企業獲得補償的偏差電量，為公式(11)的計算值;

R 偏差 為其他發電企業的偏差補償收入，當|Q 其他總合同 -Q 優先發電 -Q

基數 |≤5%×Q 其他總合同 時 R 偏差 =0，當|Q 其他總合同 - Q 其他實際 |>5%×Q 總發電量時 R 偏差 為公式(12)的計算值;

Q 自身原因 為因企業自身原因導致的少發或多發總電量;

Q 自身考核 為因企業自身原因導致的少發考核或多發補償電量;

R 自身考核 為當 Q 自身考核 ≤5%×Q 其他總合同 時 R 自身考核 =0，當 Q 自身考核 >5%

×Q 其他總合同 時 R 自身考核 為公式(14)計算值;

P 競價最高 為市場月度集中競價交易最高成交電價;

2.當實際上網電量大于其月度優先發電和基數電量但小于月度優先發電和基數電量與市場合同電量之和時，按政府批復電價結算優先發電和基數電量，按其所簽訂的市場合同加權平均價結算剩余電量;提供下調服務導致的減發電量按其預掛牌價格獲得補償，5%以內的減發電量免于補償;因自身原因導致的少發電量按市場月度集中競價交易最高成交價的 10% 支付偏差考核費用，5% 以內的少發電量免于支付偏差考核費用。

當 Q 優先發電 +Q 基數

Q 其他實際市場合同 =(Q 實際上網 -Q 優先發電 -Q 基數 ) (16)

R 實際收入 =R 其他優先和基數 +Q 其他實際市場合同 ×P 合同加權平均 + Q 其他偏差 ×P 預掛牌下調 -

Q 自身考核 ×P 競價最高 ×10% (17)

其中：

R 其他優先和基數 按照公式(1)計算;

Q其他實際市場合同 為其他發電企業月度實際市場合約發電量，按照公式(13)計算;

Q 其他偏差 按照公式(11)計算;

Q 自身考核 按照公式(13)計算;

Q其他實際市場合同 為其他發電企業實際發出的合同電量，按照公式(16)計算。

3.當實際上網電量大于其月度優先發電和基數電量與市場合同電量之和時，按政府批復電價結算優先發電和基數電量，按合同價格結算各類市場合同電量;提供上調服務導致的增發電量按其預掛牌價格獲得補償;因自身原因導致的超發電量按市場月度集中競價交易的最低成交價結算。

當 Q 實際上網 >Q 優先發電 +Q 基數 +Q 市場合約 時：

R 實際收入 =R 其他優先和基數 + R 其他市場合同 +Q 其他偏差 ×P 預掛牌上調 +Q 自身考核 ×P 競價最低 (18)

其中：

R 其他優先和基數 按照公式(1)計算;

R 其他市場合同 按照公式(2)計算;

Q 其他偏差 按照公式(11)計算;

Q 自身考核 按照公式(13)計算;

P 競價最低 為月度集中競價最低價格;

P 預掛牌上調 為其他企業月度預掛牌上調成交電價。

4.全部合同均約定交易曲線的發電企業，根據每日的實際發電曲線考核偏差電量。各時段，因自身原因導致的超發電量按月度集中競價交易最低成交價結算;因自身原因導致的少發電量按月度集中競價交易最高成交價的 10%支付偏差考核費用;提供上調服務導致的增發電量按其預掛牌價格獲得補償;提供下調服務導致的減發電量按其預掛牌價格獲得補償。

5.機組提供上調服務(或下調服務)導致的增發電量(或減發電量)，均以調度安排為準。月內既提供上調服務又提供下調服務的機組，以互抵后的凈值作為月度增發電量或減發電量。

第一百九十條 市場電力用戶(售電公司)電費結算按照如下公式計算：

(一)實際用電量超過合同電量時(Q 用戶實際 >Q 市場合同 )：

1.按其合同加權平均價結算總合同電量，超用電量按上調服務的加權平均價結算。

R 用戶實際 = Q 市場合同 ×P 合同加權平均 +(Q 用戶實際 - Q 市場合同 )×P 預掛牌加權平均 (19)

其中：

R 用戶實際 ：用戶支付總電費;

Q 用戶實際 ：用戶實際用電量;

公式其他字母含義同上。

2.系統未調用上調服務時，按月度集中競價交易的最高成交價結算。

R 用戶實際 = Q 市場合同 ×P 合同加權平均 +(Q 用戶實際 - Q 市場合同 )×P 競價最高(20)

(二)實際用電量小于合同電量時(Q 用戶實際

1.按其合同加權平均價結算實際用電量。5%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，5%以外的少用電量按系統下調電量的補償單價支付偏差考核費用。

Q 用戶偏差考核 =|Q 市場合同 -Q 用戶實際 |-5%×Q 市場合同 (21)

R 用戶偏差 = Q 用戶偏差考核 ×P 下調電量補償 (22)

R 用戶實際 = Q 用戶實際 ×P 合同加權平均 + R 用戶偏差 (23)

Q 用戶偏差考核 為用戶少用的考核電量;

R 用戶偏差 為用戶支付的偏差考核費用，其中當|Q 市場合同 -Q 用戶實際 |≤5%×Q 市場合約 時 R 用戶偏差 =0，當|Q 市場合同 -Q 用戶實際 |>5%×Q 市場合約 時按照公式(21)和公式(22)計算得出;

P下調電量補償 ：下調電量補償單價，等于所有下調電量的補償價格和所有下調電量乘積的累加值與下調總電量的比值;

2.系統未調用下調服務時，按其合同加權價的 10%支付偏差考核費用。

R 用戶實際 = Q 用戶實際 ×P 合同加權平均 +Q 用戶偏差考核 ×10%×P 合同加權平均 (24)

其中：Q 用戶偏差考核 按照公式(21)計算。

(三)售電公司按照其代理各用戶的累加值參照以上公式進行結算。

第一百九十一條 非市場電力用戶電費結算按照如下公式計算：

(一)非市場電力用戶(含優先購電電力用戶，下同)按實際用電量和目錄電價結算。

R 非市場實際 =Q 非市場實際 ×P 目錄 (25)

其中：

R 非市場實際 為非市場化用戶應結算電費;

Q 非市場實際 為非市場化用戶實際用電量;

P 目錄 為非市場用戶目錄電價。

(二)非市場電力用戶的總用電量大于優先發電和基數電量時，5%以內的超用電量免于支付偏差考核費用;5%以外的超用電量按月度集中競價交易最高成交價的 10%支付偏差考核費用。

當 Q 總非市場實際 >Q 總優先發電 +Q 總基數 時：

Q 總非市場考核 = |Q 總非市場實際 -(1+5%)×(Q 總優先發電 +Q 總基數 )| (26)

R 非市場考核 = Q 總非市場考核 ×10%×P 競價最高 (27)

R 非市場 = Q 總非市場實際 ×P 目錄 + R 非市場考核 (28)

其中：

Q總非市場考核 為非市場電力用戶偏差考核電量，按照公式(26)

計算;

R 非市場考核 為非市場電力用戶偏差考核費用，當 Q 總非市場考核 ≤(Q總優先發電 +Q 總基數 )×5%時 R 非市場考核 =0，當 Q 總非市場考核 >(Q 總優先發電 +Q 總基數 )×5%時 R 非市場考核 為公式(27)的計算值;

Q 總優先發電 為發電側總的優先發電量;

Q 總基數 為發電側總的基數電量;

Q 總非市場考核 為非市場電力用戶總偏差考核電量;

Q 總非市場實際 為非市場電力用戶實際用電量。

(三)非市場電力用戶的總用電量小于優先發電電量和基數電量時，5%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，5%以上的少用電量按下調電量補償單價支付偏差考核費用。

1.當 Q 總非市場實際 ≤Q 總優先發電 +Q 總基數 時：

R 非市場考核 = Q 總非市場考核 ×P 下調電量補償 (29)

R 非市場實際 = Q 總非市場實際 ×P 目錄 + R 非市場考核 (30)

其中：

Q 總非市場考核 按照公式(26)計算;

R 非市場考核 為非市場電力用戶偏差考核費用，當 Q 總非市場考核 ≤(Q總優先發電 +Q 總基數 )×5%時 R 非市場考核 =0，當 Q 總非市場考核 >(Q 總優先發電 +Q 總基數 )×5%時 R 非市場考核 為公式(27)的計算值;

2.系統未調用下調服務時，按月度集中競價交易最高成交價的 10%支付偏差考核費用。

R 非市場考核 = Q 總非市場考核 ×10%×P 競價最高 (31)

R 非市場實際 = Q 總非市場實際 ×P 目錄 + R 非市場考核 (32)

其中：

Q 總非市場考核 按照公式(26)計算;

R 非市場考核 為非市場電力用戶偏差考核費用，當 Q 總非市場考核 ≤(Q總優先發電 +Q 總基數 )×5%時 R 非市場考核 =0，當 Q 總非市場考核 >(Q 總優先發電 +Q 總基數 )×5%時 R 非市場考核 為公式(27)的計算值;

(四)非市場電力用戶用電偏差導致的偏差考核費用由電網企業承擔，電網企業也可以委托電力調度機構通過對非統調電廠、地方電網造成的偏差進行計量，按責任分攤部分偏差考核費用。

第一百九十二條 對于約定交易曲線的用戶，根據每日實際用電曲線考核偏差電量。每日各時段的累計超用電量按上調服務的加權平均價結算(系統未調用上調服務時， 按月度集中競價交易的最高成交價結算);每日各時段的累計少用電量，5%以內的少用電量免于支付偏差考核費用，5%以上的少用電量按系統下調電量的補償單價支付偏差考核費用(系統未調用下調服務時，按其合同加權價的 10% 支付偏差考核費用)。

第一百九十三條 電力用戶偏差考核費用、發電企業偏差考核費用，以及上調服務所增加的電網企業結算正收益，統一用于支付下調機組的補償費用，盈余或缺額部分由所有統調發電企業按上網電量比重返還或分攤。

上調服務所增加的電網結算正收益=(優先發電和基數電量加權平均價—機組上調服務加權平均價)×(非市場電力用戶當月實際用電量—新能源當月實際完成的優先發電和基數電量—其他類型電源當月計劃合同電量)

優先發電和基數電量加權平均價=(新能源政府批復電價(不含補貼)×新能源當月實際完成的優先發電和基數電量+其他類型電源政府批復電價×其他類型電源當月計劃合同電量)/(新能源當月實際完成的優先發電和基數電量 + 其他類型電源當月計劃合同電量)

以上用電量均按上年網損率折算到發電側，電力用戶側收取的市場化交易費用(含偏差考核，不含電網輸配電費)和發電企業偏差考核費用統一用于支付發電企業市場化交易費用(含上、下調服務費)，盈余或缺額部分由所有統調發電企業按上網電量比重返還或分攤。

第一百九十四條 對于電網故障、電網改造等非不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由電網企業承擔相關偏差考核費用：

R 電網偏差 =Q 電網原因偏差 ×P 預掛牌加權平均 (33)

其中：

R 電網偏差 為因電網原因造成偏差考核費用;

Q 電網原因偏差 為因電網原因造成的合同偏差電量。

第一百九十五條 對于不可抗力因素導致的合同電量執行偏差，由所有市場主體共同分攤相關費用。

第十一章 信息披露

第一百九十六條 市場信息分為公眾信息、公開信息和私有信息。公眾信息是指向社會公眾發布的數據和信息，公開信息是指向所有市場成員公開提供的數據和信息，私有信息是指特定的市場成員有權訪問并且不得向其他市場成員公布的數據和信息。

第一百九十七條 市場成員應當遵循及時、真實、準確、完整的原則，披露電力市場信息。電力交易機構、電力調度機構應當公平對待市場主體，無歧視披露公眾信息和公開信息，嚴禁超職責范圍獲取或泄露私有信息。

第一百九十八條 電力交易機構負責市場信息的管理和發布，會同電力調度機構及時向市場主體發布市場需求信息、電網阻塞管理信息、市場交易信息、輔助服務信息、電網拓撲模型、發電機組檢修計劃、電網檢修計劃等。

第一百九十九條 市場成員應該報送與披露包括但不限于以下信息：

(一)電力交易機構：按規定披露信息,包括(但不限于)電力供需形勢預測、各類型電量、國家批準的輸電電價、大用戶直購電輸配電價、跨省跨區輸配電價、網損、國家批準的收費標準、交易信息、電網安全約束信息和報價約束信息;交易結果包括年度、月度各類型交易成交電量、各類型交易最低成交價格、各類型交易最高成交價格、平均成交價格等;偏差電量責任認定、月度、年度偏差處理資金收入及支出情況;其他法律法規要

求披露的信息等;

(二)電力調度機構：按規定披露安全校核依據，具體輸配電線路或輸變電設備名稱的安全約束情況、限制容量、限制依據、該輸配電設備上其他用戶的使用情況、約束時段等;交易計劃執行過程中的偏差電量責任認定情況;法律法規要求披露的其他信息;

(三)電網企業：按規定報送、披露信息,包括(但不限于)直接交易電量、 結算電費、輸配電價、輸配電損耗率、政府性基金和附加等;年度電力供需預測，主要輸配電設備典型時段的最大允許容量、預測需求容量、約束限制的依據等;電網檢修計劃;其他法律法規要求披露的信息等;

(四)交易主體：

發電企業：按規定報送、披露信息,包括(但不限于)參與直接交易公司名稱、股權結構、投產時間、機組編號、容量、發電業務許可證、年發電量計劃、能耗水平、環保設施運行情況等;

已簽合同電量等;直接交易電量完成情況、電量清算情況、電費結算情況等;

售電企業：按規定報送、披露信息,包括(但不限于)公司名稱、股權結構、交易許可能力;直接交易需求信息;直接交易電量完成情況、電量清算情況、電費結算情況等;

電力用戶：按規定報送、披露信息,包括(但不限于)公司名稱、股權結構、投產時間、受電電壓等級、最大負荷及負荷特性、年最大用電量、產品能耗水平等;直接交易需求信息、最大需量;直接交易電量完成情況、電量清算情況、電費結算情況等;

獨立輔助服務提供商：按規定報送、披露信息,包括(但不限于)公司名稱、股權結構、服務性質能力;直接交易需求信息;直接交易電量完成情況、電量清算情況、電費結算情況等。

第二百條 在確保安全的基礎上，市場信息主要通過電力市場技術支持系統、電力交易機構網站進行披露。

第二百〇一條 電力交易機構負責管理和維護電力市場技術支持系統、電力交易機構網站，并為其他市場成員通過技術支持系統、電力交易機構網站披露信息提供便利。各類市場成員按規定通過電力市場技術支持系統、電力交易機構網站披露有關信息，并對所披露信息的真實性、準確性和及時性負責。

第二百〇二條 市場主體如對披露的相關信息有異議或疑問，可向電力交易機構、電力調度機構提出，由電力交易機構、電力調度機構負責解釋。

第二百〇三條 國家能源局新疆監管辦公室、地方電力管理部門、電力市場成員等不得泄露影響公平競爭和涉及用戶隱私的相關信息。電力交易機構應保證私有數據信息在保密期限內的保密性。

第二百〇四條 國家能源局新疆監管辦公室會同地方電力管理部門根據實際制定新疆電力市場信息報送和披露實施細則并監督實施。

第十二章 爭議和違規處理

第二百〇五條 本實施細則所指爭議是市場成員之間的下列爭議：

(一) 注冊或注銷市場資格的爭議;

(二) 市場成員按照規則行使權利和履行義務的爭議;

(三) 市場交易、計量、考核和結算的爭議;

(四) 其他方面的爭議。

第二百〇六條 發生爭議時，具體雙方先協商解決;協商解決不成的，可以申請調解;仍無法達成一致意見的，可以提請仲裁，具體按照國家有關法律法規和國家能源局及新疆監管辦公室出臺的相關規定處理。

第二百〇七條 市場成員擾亂市場秩序，出現下列違規行為的，由國家能源局新疆監管辦公室按照《電力監管條例》等相關法律法規處理：

(一) 提供虛假材料或以其他欺騙手段取得市場準入資格;

(二) 濫用市場力，惡意串通、操縱市場;

(三) 不按時結算，侵害其他市場交易主體利益;

(四) 市場運營機構對市場交易主體有歧視行為;

(五) 提供虛假信息或違規發布信息;

(六) 泄露應當保密的信息;

(七) 其他嚴重違反市場規則的行為。

第十三章 市場干預

第二百〇八條 當出現以下情況時，國家能源局新疆監管辦公室會同自治區經信委等共同做出中止電力市場的決定，并向市場交易主體公布中止原因。

(一) 電力市場未按照規則運行和管理的;

(二) 電力市場運營規則不適應電力市場交易需要，必須進行重大修改的;

(三) 電力市場交易發生惡意串通操縱市場的行為，并嚴重影響交易結果的;

(四) 電力市場技術支持系統、自動化系統、數據通信系統等發生重大故障，導致交易長時間無法進行的;

(五) 因不可抗力市場交易不能正常開展的;

(六) 電力市場發生嚴重異常情況的。

第二百〇九條 電力交易機構會同電力調度機構為保證電力系統安全穩定運行，可以進行市場干預，同時可制定臨時性條款，并對相關內容進行適當調整，有利于市場盡快恢復運行。市場干預期間，電力交易機構會同電力調度機構應詳細記錄干預的起因、起止時間、范圍、對象、手段和結果等內容，事后報國家能源局新疆監管辦公室和自治區經信委備案。

第二百一十條 當面臨重大自然災害和突發事件時，省級以上人民政府依法宣布進入應急狀態或緊急狀態，暫停市場交易，全部或部分免除市場主體的違約責任。發電全部或部分電量應執行指令性交易，包括電量、電價，用電執行有序用電方案。

第二百一十一條 市場秩序滿足正常交易時，電力交易機構應及時向市場交易主體發布市場恢復信息。

第十四章 附則

第二百一十二條 本實施細則由國家能源局新疆監管辦公室負責解釋。

第二百一十三條 新疆區域其他電力交易規則相關條款如與本實施細則沖突，則以本實施細則為準。

第二百一十四條 本實施細則自發布之日起開始施行。