新监能市场〔2026〕30号
关于印发《新疆电力中长期市场实施细则》的通知
国网新疆电力有限公司、新疆电力交易中心有限公司、各有关发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体： 为进一步贯彻落实加快建设全国统一电力市场要求，规范新疆电力中长期市场运营和管理，依据《中华人民共和国能源法》《中华人民共和国电力法》《电力监管条例》等法律法规和《电力市场运行基本规则》《电力中长期市场基本规则》等文件要求，国家能源局新疆监管办公室、新疆维吾尔自治区发展改革委、新疆生产建设兵团发展改革委制定了《新疆电力中长期市场实施细则》，现印发你们，请遵照执行，并就有关事项通知如下：
一、本《规则》是新疆电力中长期交易组织、执行、结算、监管的基本依据，各市场主体、市场运营机构、电网企业应认真学习领会、严格遵照执行，执行过程中，如遇重大问题，请及时报告。
二、新疆电力交易中心有限公司要抓紧完成技术支持系统适应性调整、功能测试等工作，做好市场公告、业务培训、操作指引等工作，确保规则平稳落地、市场有序衔接。
三、本《规则》自2026年4月1日起执行，具体执行时间、交易时序、业务流程等以新疆电力交易中心有限公司通知为准。
附件：新疆电力中长期市场实施细则 (主动公开) 2026年3月27日
新疆电力中长期市场实施细则
目 录
第一章 总则…… ..5
第二章 总体要求..... ....6
第三章 市场成员……
第一节市场成员构成… ....7
第二节市场成员权利 ...9
第三节 市场成员义务... ....11
第四节经营主体注册、注销和变更16
第四章 交易品种和价格机制.... ....17
第一节交易品种和交易方式17
第二节价格机制…… ....19
第五章 交易组织... ....20
第一节 基本要求........ ....20
第二节中长期市场与现货市场衔接.22
第三节 交易约束与出清… ....23
第四节 绿电交易组织....... ....29
第六章 交易校核... ....30
第七章 合同管理..... ....32
第一节 合同签订........ ...32
第二节 合同执行........ ……………… ...32
第八章 计量和结算.………. ....33
第一节计量… ……… ...33
第二节 结算基本原则. ..33
第三节 结算其他事项........ ...36
第九章 信息披露.……. ....37
第十章 市场技术支持系统..... …..38
第十一章 风险防控及争议处理.…... .....39
第十二章 法律责任…… .…..40
第十三章 附则..... ...41
第一章 总则
第一条为加快推进全国统一电力市场体系建设，规范电力中长期交易行为，依法保护电力市场经营主体合法权益，保证电力市场的统一、开放、竞争、有序，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）要求，根据《中华人民共和国能源法》《中华人民共和国电力法》、《电力市场运行基本规则》（中华人民共和国国家发展和改革委员会令第20号）、《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号）、《电力市场监管办法》（中华人民共和国国家发展和改革委员会令第18号）等有关规定，制定本细则。
第二条本细则所称电力中长期市场，是指已完成市场注册的经营主体开展数年、年、月（多月）、月内（含旬、周、多日）等不同时间维度的电能量交易的市场。电力中长期交易是指在电力中长期市场中开展的对未来某一时期内交割电力产品或服务的交易。
第三条本细则适用于新疆电力中长期市场的注册、交易、执行、结算、信息披露和监督管理等。
第四条政府定价的优先发电电量视为厂网间双边协商交易电量，签订厂网间中长期购售电合同，纳入电力中长期市场管理范畴，其执行和结算均须遵守本实施细则。兵团趸购电量、电价视为双边协商交易电量、电价，按有关协议执行，同时可参照电力中长期市场交易规则管理。
第五条电力市场成员应当严格遵守市场规则，自觉自律，签订电力中长期交易合同要以稳定市场预期、防范市场风险、保障市场供需为目标，不得操纵市场价格、损害其他市场成员的合法权益。任何单位和个人不得不当干预市场运行。
第二章 总体要求
第六条统筹推进电力中长期市场、电力现货市场建设，在市场注册、交易时序、交易出清、市场结算等方面做好衔接，充分发挥电力中长期市场在平衡电力电量长期供需、稳定电力市场运行等方面的基础作用。主动适应新能源出力波动特点，实现灵活连续交易，推广多年期购电协议机制，稳定长期消纳空间。
第七条促进跨省跨区电力中长期交易（以下简称“跨省跨区交易”）与疆内电力中长期交易（以下简称“疆内交易”）相互耦合、有序衔接，在经济责任、价格形成机制等方面动态衔接。
第八条电力市场运营机构应按照统一标准开展市场注册、交易组织、交易结算、信息披露等工作。电网企业应在市场注册、交易组织、交易结算、信息披露等环节，按照统一标准与电力交易机构动态交互信息。
第九条电力中长期市场技术支持系统应包括市场注册、交易申报、市场出清、市场结算、市场参数管理、信息发布、交易出清校核、市场运营监测等功能模块。电力交易平台与电力调度、营销等系统间应实现互联互通。
第三章 市场成员
第一节 市场成员构成
第十条新疆电力中长期市场成员包括发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体（含独立储能设施、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网、分布式聚合商等）、电网企业和电力市场运营机构；电力市场运营机构包括电力交易机构、电力调度机构。
第十一条发电企业包括燃煤火电、水电、风电、光伏等各类电源。其中，兵团各师市电力公司及拥有配电设施的增量配电网内发电企业参与电力中长期市场化交易规则另行制定。企业自备电厂因应急保供需要，由电力调度机构调用的上网电量按照自治区有关政策执行；自治区、兵团辖区内抽水蓄能电站参与电力中长期市场规则另行制定；分散式风电、分布式光伏可自行参与电力中长期市场交易，也可经虚拟电厂、负荷聚合商等聚合后统一参与电力中长期市场交易。
第十二条工商业用户全部进入电能量市场。鼓励工商业用户直接参与市场交易，对暂未直接参与市场交易的工商业用户，由电网企业按照国家及自治区、兵团相关政策规定代理购电。电网企业代理购电用户需与电网企业签订代理购电合同。在规定期限内，未直接参与市场交易，也未与电网企业签订代理购电合同的工商业用户(包括已直接参与市场交易又退出的工商业用户)，按照国家及自治区、兵团相关政策规定，由电网企业代理购电。
第十三条独立新型储能是指具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求的新型储能项目。独立储能设施充电时作为电力用户参与市场，放电时作为发电企业参与市场。同一独立储能企业不能以电力用户和发电企业两种身份在同一申报标的进行交易。发电侧配建储能设施与发电场站作为整体参与市场交易。
第十四条虚拟电厂是运用数字化、智能化等先进技术，聚合分布式电源和可调节负荷等，协同参与系统运行和市场交易的电力运行组织模式。现阶段，准许虚拟电厂以发电类、用户类两种模式聚合分散资源参与电力中长期市场。聚合资源同时具有上网电量、下网用电量时，应当区分各时段的上下网电量，并分别结算，不得将下网用电量与上网电量聚合抵消后结算。
第十五条发电类虚拟电厂可聚合分散式风电、分布式光伏；用户类虚拟电厂可聚合用户侧可中断负荷、可调节负荷等。对于用户侧分布式储能、电动汽车充电网络等特殊资源，暂时作为用户类虚拟电厂参与电力中长期交易。
第十六条虚拟电厂运营商需参照售电公司模式，具备售电公司资质，缴纳足额履约保障凭证后，方可参与电力中长期市场交易。售电公司在满足相关技术条件，同时注册为虚拟电厂运营商，缴纳足额履约保障凭证后，可聚合分布式电源、可调节负荷、储能设施等资源参与中长期市场。
第十七条智能微电网是以新能源为主要电源，具备一定的智能调节和自平衡能力、可独立运行也可与大电网联网运行的小型发配用电系统。智能微网作为整体参与电力中长期市场，其上网电量按国家和自治区、兵团有关规定执行，其下网电量按电力用户身份参与电力中长期市场。源网荷储一体化项目、绿电直连项目等参照智能微网项目执行。
第十八条电网企业包括国网新疆电力有限公司、兵团各师市电力公司及拥有配电设施的增量配电网企业。其中，国网新疆电力有限公司代理经营区内未直接参与市场交易工商业用户，通过市场化方式购电，按本细则有关条款执行；增量配电网下网电量部分，按本细则执行。
第二节 市场成员权利
第十九条发电企业的权利主要包括：
（一）按照有关规定获得电力市场注册、交易、计量结算、信息披露等服务；
（二）获得公平的电网接入服务和输配电服务； (三)按照市场规则参与电力中长期市场，签订电力中长期交易合同；
（四）法律法规规定的其他权利。
第二十条售电公司的权利主要包括：
（一）按照有关规定获得电力市场注册、交易、计量结算、信息披露等服务；
（二）按规定向电力用户提供增值服务； (三）获得签约电力用户合同期内用电负荷等信息，根据电力用户授权获得其历史用电负荷信息； (四)具有配电网运营权的售电公司应获得公平的输配电服务和电网接入服务； (五)按照市场规则参与电力中长期市场，签订电力中长期交易合同；
（六）法律法规规定的其他权利。
第二十一条电力用户的权利主要包括：
（一）按照有关规定获得电力市场注册、交易、计量结算、信息披露等服务；
（二）获得公平的输配电服务、电网接入服务； (三)按照市场规则参与电力中长期市场，签订电力中长期交易合同；
（四）法律法规规定的其他权利。
第二十二条新型经营主体的权利主要包括：
（一）按照有关规定获得电力市场注册、交易、计量结算、信息披露等服务；
（二）获得公平的输配电服务、电网接入服务； (三)按照市场规则参与电力中长期市场，签订电力中长期交易合同；
（四）法律法规规定的其他权利。
第二十三条电网企业的权利主要包括：
（一）收取输配电费，代收电费和政府性基金及附加等； (二）对于逾期仍未全额付款的售电公司，向电力交易机构提出履约保函、保证金或其他结算担保品的使用申请；
（三）按照信息披露有关规定获得市场信息；
（四）法律法规规定的其他权利。
第二十四条电力调度机构的权利主要包括： (一)履行电力中长期市场交易安全校核、保持系统电力电量平衡等市场运营职能；
（二）法律法规规定的其他权利；
第二十五条电力交易机构的权利主要包括：
（一）履行电力中长期市场、零售市场交易组织、交易出清校核、合同管理等市场运营职能； (二)按照信息披露有关规定获得市场信息，获得市场成员提供的支撑电力市场交易、结算以及服务等需求的数据等；
（三）按授权拟定经营主体信用评价指标体系及管理制度，开展信用评价工作；
（四）法律法规规定的其他权利。
第三节 市场成员义务
第二十六条发电企业的义务主要包括：
（一）遵守市场规则、自律公约、入市协议、平台使用协议及信用承诺书等相关要求，履行电力中长期交易合同，按时完成电费结算；
（二）签订并执行并网调度协议、购售电合同，服从电力调度机构的统一调度，提供承诺的有效容量和辅助服务，提供电厂检修计划、实测参数、预测运行信息、紧急停机信息等； (三)依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关规定；
（四）具备满足参与电力中长期市场要求的技术条件； (五）法律法规或地方性法规，以及经电力市场管理委员会审议通过，并报自治区、兵团电力主管部门和电力监管机构审定的其他事项规定的其他义务。
第二十七条售电公司的义务主要包括：
（一）遵守市场规则、自律公约、入市协议、平台使用协议及信用承诺书等相关要求，履行电力中长期交易合同，按时完成电费结算，为签订零售合同的电力用户提供售电服务及约定的增值服务； (二)按照市场规则，向电力市场运营机构提供签约的零售电力用户交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他信息，在交易平台上公示其向电力用户提供的所有零售套餐，承担电力用户信息保密义务；
（三）具有配电网运营权的售电公司提供相应的配电服务，服从电力调度机构的统一调度，遵守电力负荷管理等相关规定，开展配电区域内电费结算和收取业务； (四)按照规定和受益人的要求，向电力交易机构提交履约保函、保证金或其他结算担保品；配合开展验真、履约情况监督与执行工作。 (五)依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关规定；
（六）依法依规履行可再生能源消纳责任；
（七）具备满足参与电力中长期市场要求的技术条件； (八)法律法规或地方性法规，以及经电力市场管理委员会审议通过，并报自治区、兵团电力主管部门和电力监管机构审定的其他事项规定的其他义务。
第二十八条电力用户的义务主要包括：
（一）遵守市场规则、自律公约、入市协议、平台使用协议及信用承诺书等相关要求，履行电力中长期交易合同，按时完成电费结算，按规定支付电费； (二)按照市场规则向电力市场运营机构提供交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他信息； (三)依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关规定；
（四）依法依规履行可再生能源消纳责任和消费义务； (五)法律法规或地方性法规，以及经电力市场管理委员会审议通过，并报自治区、兵团电力主管部门和电力监管机构审定的其他事项规定的其他义务。
第二十九条新型经营主体的义务主要包括：
（一）遵守市场规则、自律公约、入市协议、平台使用协议及信用承诺书等相关要求，履行电力中长期交易合同，按时完成电费结算；
（二）资源聚合类新型经营主体与分散资源签订零售合同(或聚合服务合同)，在电力交易平台建立零售服务或聚合服务关系，履行合同规定的各项义务； (三)按照市场规则向电力市场运营机构提供合同周期内签约分散资源的交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他信息，承担信息保密义务； (四)按照规定和受益人的要求，向电力交易机构提交履约保函、保证金或其他结算担保品；配合开展验真、履约情况监督与执行工作； (五)依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关规定；
（六）具备满足参与电力中长期市场要求的技术条件； (七）聚合负荷侧资源的新型经营主体，应依法依规履行可再生能源消纳责任和消费义务； (八）法律法规或地方性法规，以及经电力市场管理委员会审议通过，并报自治区、兵团电力主管部门和电力监管机构审定的其他事项规定的其他义务。
第三十条电力调度机构的义务主要包括：
（一）合理安排电网运行方式，开展安全校核，按照调度规程实施电力调度，依法依规执行电力市场交易结果；
（二）向电力交易机构提供支撑电力市场注册、交易、结算和市场服务所需的相关信息，保证数据信息交互的准确性和及时性； (三)依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关规定；
（四）配合开展电力中长期市场分析和运营监控； (五)法律法规或地方性法规，以及经电力市场管理委员会审议通过，并报自治区、兵团电力主管部门和电力监管机构审定的其他事项规定的其他义务。
第三十一条电力交易机构的义务主要包括：
（一）电力市场注册和管理，汇总电力中长期交易合同；
（二）电力交易平台建设、运营和管理；
（三）组织电力中长期交易，提供结算依据及服务；
（四）执行信息披露有关规定，提供信息披露平台，承担信息保密义务； (五)开展市场运营监测和分析，依法依规执行市场干预措施，并向经营主体公布干预原因，防控市场风险； (六）向新疆能源监管办和自治区、兵团电力主管部门及时报告经营主体违规行为，并配合调查； (七)法律法规或地方性法规，以及经电力市场管理委员会审议通过，并报自治区、兵团电力主管部门和电力监管机构审定的其他事项规定的其他义务。
第三十二条电网企业的义务主要包括：
（一）保障输变电设备正常运行，建设、运行、维护和管理 电网相关配套系统，服从电力调度机构的统一调度；
（二）加强电网建设，为经营主体提供公平的输配电服务和电网接入、报装、计量、抄表、收付费等服务； (三)依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关规定，承担保密义务；
（四）负责电费结算，按期向经营主体出具电费账单； (五)分别预测居民、农业用户和电网企业代理购电用户的用电量规模及负荷曲线，向符合规定的工商业用户提供电网企业代理购电服务； (六）法律法规或地方性法规，以及经电力市场管理委员会审议通过，并报自治区、兵团电力主管部门和电力监管机构审定的其他事项规定的其他义务。
第四节经营主体注册、注销和变更
第三十三条经营主体应当按照《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76号）、新疆电力市场经营主体注册服务指南等要求，在电力交易平台办理市场注册、变更与注销，并进行实名认证。经营主体在履行市场注册程序后，参与电力中长期市场。具有多重主体身份的经营主体，应当按照经营主体类别分别进行注册。
第三十四条电力交易机构按照《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76号）等文件要求，分类编制经营主体市场注册服务指南，指导经营主体规范开展市场注册工作。
第三十五条直接参与电力中长期市场的电力用户全部电量可通过批发市场或零售市场购买，但不得同时参与批发市场和零售市场。
第三十六条已直接参与市场交易的经营主体，原则上不得自行退出市场。满足《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76号）中经营主体可申请注销的正当理由之一的，在办理注销手续后，执行国家相关的发用电政策。其他情况均视同为无正当理由退市，由电网企业按照国家和自治区、兵团有关政策执行。
第三十七条经营主体在办理退出市场手续或者销户、过户、并户和分户业务前，需妥善处理其全部合同，并与电网企业完成电费清算（含后续月份转让合同差额电费）。因市场主体退市给交易合同各方造成的损失由退市经营主体承担。
第三十八条对违反国家和自治区、兵团有关政策的经营主体，电力交易机构可按有关政府部门要求，取消其后续交易资格，并按相关规则和流程进行市场注销。
第四章 交易品种和价格机制
第一节 交易品种和交易方式
第三十九条根据交易标的物执行周期不同，电力中长期交易包括数年、年度、月度（多月）、月内等不同交割周期的电能量交易。数年、年度、月度（多月）交易应定期开市，探索连续开市；月内交易原则上按日连续开市。其中，数年交易以1年以上的电量作为交易标的物，年度交易以次年年度内的电量作为交易标的物；月度（多月）交易以次月、年内剩余月份的电量或特定月份的电量作为交易标的物；月内交易以月内剩余天数的电量或者特定天数的电量作为交易标的物。交易分时电量、电价应通过约定或竞争形成。未履行的合同可全部或部分通过合同转让交易转让给第三方，相关权责一并转让。绿电合同转让交易需相关各方协商一致。
第四十条绿色电力交易（以下简称“绿电交易”）是指以绿色电力和对应绿色电力环境价值（以下简称“绿电环境价值”）为标的物的电力交易品种，交易电力同时提供国家核发的可再生能源绿色电力证书（以下简称“绿证”）。绿电交易主要包括跨省跨区绿电交易（含跨电网经营区绿电交易）、疆内绿电交易，其中：跨省跨区绿电交易是指由电力用户或售电公司等通过电力交易平台向非本省电网控制区的发电企业购买绿色电力的交易。疆内绿电交易是指由电力用户或售电公司等通过电力直接交易的方式向计入新疆电网控制区的发电企业购买绿色电力的交易。开展分时段或带电力曲线的绿电交易，经营主体在交易电量限额范围内参与绿电交易申报。
第四十一条根据交易方式不同，电力中长期交易包括集中交易和双边协商交易，其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易、挂牌交易等（具体交易方式详见附件1）。
第四十二条经营主体以交易单元作为参与交易的基本单 位。
（一）同一交易单元可以在不同申报标的（批次）的交易中担任购方或者售方，在同一申报标的（批次）交易中，同一交易单元不能同时作为购方和售方。 (二）交易单元根据经营主体性质，可以分为发电类交易单元、用电类交易单元。 (三)初期根据售电公司代理的经营主体户号是否具备日清分计量条件，分别创建交易单元参与市场，推动经营主体满足日清分计量条件，适时按照统一标准参与市场。
（四）电网企业代理工商业、优先购电（居民、农业、纺织、南疆四地州劳动密集型及趸售等）参与市场化交易时，分别创建交易单元参与市场。 (五)同一经营主体下的两个交易单元不能在同一申报标的以双边协商或挂牌方式进行成交。在集中竞价或者挂牌交易中，在相同条件下，电网企业代理优先购电（居民、农业、纺织、南疆四地州劳动密集型及趸售等）出清优先级高于代理工商业。
第二节 价格机制
第四十三条除执行政府定价的电量外，电力中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场形成。
第四十四条中长期合同电价可签订固定价格，适时推动签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。
第四十五条工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加等构成，系统运行费用按照相关政策执行。国家政策有调整的，按调整后的政策执行。
第四十六条跨省跨区交易价格由市场形成，相关价格机制按照国家发展改革委、国家能源局有关规定执行。
第四十七条绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成，并在交易中分别明确。
第四十八条对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段。对电网企业代理购电用户，由自治区、兵团价格主管部门根据现货市场分时价格水平，统筹优化峰谷分时段和价格浮动比例。
第四十九条为避免市场操纵及恶性竞争，由自治区价格主管部门会同能源、电力运行主管部门、电力监管机构对申报价格和出清价格设置上、下限，具体按照国家及自治区有关政策执行。
第五章 交易组织
第一节 基本要求
第五十条新疆电力中长期交易由电力交易机构组织。鼓励跨省跨区电力中长期交易与疆内电力中长期交易联合组织。
第五十一条电力交易机构应通过电力交易平台按月发布交易日历，明确各类交易申报、出清等时间或时间安排原则。月度交易开闭市时间如遇国家法定节假日，可进行调整，电力交易机构应当提前向经营主体公告开闭市时间调整事宜。
第五十二条交易公告由电力交易机构按照交易日历安排向经营主体发布，公告内容包括：交易品种、交易主体、交易标的、交易方式、申报模式和要求、交易申报时间、交易执行时间、合同曲线分解方式、交易参数、出清方式、交易限额信息、交易操作说明、其他准备信息等。原则上，数年、年度等定期开市的电力中长期交易，交易公告应在交易申报前至少3个工作日发布；月度（多月）等定期开市的电力中长期交易，交易公告应在交易申报前至少1个工作日发布；月内（旬、周等）及按工作日连续开市的电力中长期交易不再发布交易公告。不定期开市的电力中长期交易，原则上交易公告应在交易申报前至少3个工作日发布。
第五十三条年度交易组织前，电网企业根据政府年度优先发电计划下达情况和中长期市场分时段交易要求，形成分月分时段电量计划，推送至电力交易机构，作为年度电力中长期交易边界条件。
第五十四条同一分散资源在同一时期只能与一家售电公司或虚拟电厂（聚合商）等确定零售（聚合）服务关系，并签订零售（聚合）服务合同。
第五十五条交易组织前，售电公司、虚拟电厂（聚合商）等与所聚合经营主体应当在公告的期限内通过电力交易平台建立委托代理关系或者签订零售合同，明确零售服务（聚合服务）的委托代理关系。
第五十六条新能源企业在集中竞价中，同等情况下，出清优先级高于其他电源类型。在单边挂牌交易中，新能源与其他电源参与摘牌时，新能源出清优先级高于其他电源类型。
第二节 中长期市场与现货市场衔接
第五十七条参与中长期交易的经营主体应当通过双边协商或者集中交易方式确定中长期交易合同曲线或者曲线形成方式，并约定分时电量、分时价格等关键要素。
第五十八条 D+2 日滚动交易按日不间断连续开市，与现货日前市场（D+1）实现无缝衔接。（D为交易日）
第五十九条经营主体执行日各时段中长期交易电量为该时段的年度（数年）、月度（多月）、月内（旬、周、日滚动）交易的日分解电量之和。
第六十条原则上疆内中长期交易按小时划分为24个时段，合同曲线分为日合同曲线和日分时曲线，合同曲线分解方式分为自主申报和采用典型曲线分解两种方式，具体以交易公告发布内容为准。
第六十一条逐步推动月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近。
第六十二条为做好与现货市场衔接，中长期交易形成的每日24时段交易结果按小时均分至4个15分钟时段，形成96点中长期电量曲线，电价与该时段价格保持一致。
第三节 交易约束与出清
第六十三条在电力中长期交易开展前，应在交易公告中明确电力中长期交易的各项关键参数。在申报组织以及出清过程中不得临时调整或增加关键参数。
第六十四条电力调度机构通过电力交易平台发布并动态更新各断面输电限额、影响断面（设备）限额变化的停电检修等与电网运行相关的电网安全约束信息，并向电力交易机构提供各发电机组月度最大上网电量。
第六十五条电力交易机构根据已达成的交易合同及可用发电能力，形成各发电企业交易申报限额，并根据市场交易情况及时调整（扣除已成交电量和已申报未出清电量）；对于跨省跨区交易，交易申报限额不得高于对应标的物电量（电力）规模或剩余通道可用容量对应的电量（电力）规模。交易申报限额应在交易申报前至少1个工作日通过电力交易平台统一公布。
第六十六条经营主体应在交易公告规定的申报时间内通过电力交易平台申报相关交易数据，电量单位为兆瓦时、保留三位小数；电价单位为元/兆瓦时、保留三位小数。
第六十七条发电类交易单元在单笔电力交易中的售电量不得超过其剩余最大发电能力，购电量不得超过其售出电能量的净值（指多次售出、购入相互抵消后的净售电量）。发电企业售出电量需满足月度净合约电量限额和分时段净合约电量限额。
（一）月度净合约电量限额
月度净合约电量限额=月度最大上网电量-月度已成交合同（交易正式出清结果）-月度已申报未出清电量。 新能源企业月度净合约电量限额按照额定装机容量扣减机制电量对应容量后的最大上网能力确定，即：月度净合约电量限额=月度最大上网电量×（1-机制电量比例）。 对于同一新能源企业下多个机组，机制电量比例不同的情况，原则上应按该企业装机容量分别扣减机制电量比例进行折算。 年度交易时，分月机制电量比例按相同设置。若新能源当年已结算机制电价的电量累计达到年度机制电量规模时，新能源企业月度申报电量上限不再扣减机制电量。 火电、水电、新能源企业月度最大上网电量由电力调度机构在交易前提供，生物质、综合利用等参照火电执行。
（二）分时段净合约电量限额
分时段净合约电量限额=各时段最大上网电量-各时段已有合同（交易正式出清结果）-各时段已申报未出清电量。 各交易时段最大上网电量=申报标的对应小时数×装机容量。装机容量数据以交易平台注册数据为准。
第六十八条用户类交易单元售电量不得超过其购入电能量 的净值（指多次售出、购入相互抵消后的净购电量），购入电量需满足月度净合约电量限额和分时段净合约电量限额。
（一）月度净合约电量限额
月度净合约电量限额=月度最大下网电量-月度已成交合同(交易正式出清结果）-月度已申报未出清电量。 用户根据历史月最大用电量乘以调整系数K1（K1默认取值为1.2)，确定月度最大下网电量，历史月最大用电量取历史12个月（从交易组织月前2个月往前连续12个月，12月组织交易，从10月到上一年10月）中最大月实际用电量，有自备电厂的，按实际用网电量计算。实际用电量不足12个月或者没有历史用电量数据的用户根据其合同容量，取理论最大用电量（等效合同容量×申报标的周期对应小时数)，确定为上限。自交易执行首月起运行时间达到N个月时（N取值范围为8\~14)，按照交易组织前2个月往前连续N-2个历史月最大下网电量原则进行取值。 年度及多月交易上限为月度最大下网电量×交易周期对应的月份数，根据市场运行情况可按月设置双边增持电量限额约束，双边增持电量限额=用户月度最大下网电量×双边比例系数K，K值根据年度方案统一设置，取值范围（0.5\~1）。 当用户新报装容量或增容导致月度最大下网电量无法满足其新增用电需求时，在交易开市前至少5个工作日向平台发起申请，向电力交易平台提交用户合同容量变更说明，交易机构根据营销系统更新后的合同容量进行计算理论最大用电量。自交易执行首月起运行时间达到N个月时（N取值范围为814），按照交易组织前2个月往前连续N-2个历史月最大下网电量原则进行取值。 调整系数K1、月度双边比例系数K经市场管理委员会审议通过后，报新疆能源监管办、自治区电力主管部门审批。
（二）分时段净合约电量限额
分时段净合约电量限额=电力用户（含批发用户、售电公司代理的零售用户）等效合同容量×申报标的对应小时数-申报标的内已成交合同-申报标的内已申报未出清电量。 电力用户合同容量以交易平台注册数据为准，当电力用户下有多个户号时，根据其交易单元关联的户号对应的合同容量分别计算其合同容量，等效合同容量=用户合同容量（或售电公司代理的零售用户合同容量之和）×调整系数K2（0<K2<1）。
（三）等效合同容量
一般电力用户的等效合同容量=用户合同容量×调整系数K2。根据电网企业营销系统户号对应的行业类别为发电类户号时，认定为发电企业作为用户参与市场，其调整系数K2=相应电源类型的上一年平均厂用电率×调整系数K3（K3≥1)，不足一年时，取年度交易组织时的上1个月的当年累计平均厂用电率，生物质、综合利用、燃气等参照火电标准执行，年平均厂用电率按自然年更新。此时合同容量取值为该户号对应的报装容量。当发电企业用户下有多个户号时，按照等效合同容量之和进行计 算。 调整系数K2、K3经市场管理委员会审议通过后，报新疆能源监管办、自治区电力主管部门审批。
第六十九条独立储能企业参与交易的充电限额不超过其月度最大充电能力（额定充电功率×12小时×月度天数），放电限额不超过月度最大放电能力，由电力调度机构提供。
第七十条新型经营主体（不含独立储能）作为用电类主体参与交易时，其交易电量限额参照售电公司执行。新型经营主体(不含独立储能)作为发电类主体参与交易时，其交易电量限额按照其聚合的分散资源交易电量上限之和确定。
第七十一条经营主体减持比例限额，分为单笔减持比例限额和累计减持比例限额。
第七十二条单笔减持比例限额。在申报标的中，经营主体各时段减持电量不得超过该时段已有合同的T1(0<T1%≤100%)，T1经市场管理委员会审议通过后，报新疆能源监管办、自治区电力主管部门审批。
第七十三条累计减持比例限额： 发电企业某一时段全月累计购入（减持）电量之和，不得超出该时段各批次交易全月累计售出（增持）电量之和的T2%（0 ，T2经由市场管理委员会审议通过后，报新疆能源监管办、自治区电力主管部门审批。 用户侧某一时段全月累计售出（减持）电量之和，不得超出该时段各批次交易全月累计购入（增持）电量之和的T3%（0<T3%≤100%)，T3经由市场管理委员会审议通过后，报新疆能源监管办、自治区电力主管部门审批。
第七十四条售电公司、虚拟电厂（聚合商）限额。售电公司、虚拟电厂（聚合商）交易申报限额应根据注册资产总额、履约担保额度、代理或聚合用户的历史用电水平等对风险平抑能力条件确定。售电公司、虚拟电厂（聚合商）在单笔电力交易中的售电量不得超过其购入电能量的净值（指多次购入、售出相互抵消后的净购电量）。售电公司、虚拟电厂（聚合商）参与交易前，需足额缴纳履约保函、保证金或其他结算担保品等履约保障凭证。售电公司年度累计净成交规模须同时满足以下条件。
（一）不超过全年预计市场化规模的H%（0<H%≤100%）全年预计市场化规模原则上以当年度市场化交易方案为准。
（二）需满足资产总额对应的年售电量额度等要求。
（三）不超过已缴纳履约保障凭证有效额度折算的电量限额。 (四)不超过交易组织时的代理或聚合用户的分月净合约电量限额之和。
第七十五条月度（多月）、日（多日）合同交易、旬（周）合同交易开市期间，经营主体按自身需求申报拟购入或者售出的电量、价格，采用滚动撮合方式出清。发电类主体作为售方参与，成交电量为正值（增持合同），作为购方参与，成交电量为负值(减持合同)；用户类主体等作为售方参与，成交电量为负值(减持合同），作为购方参与，成交电量为正值（增持合同）。
第四节 绿电交易组织
第七十六条疆内绿电交易按照年度（数年）、月度（多月）、月内（旬、周等）的顺序开展。绿电交易应确保发电企业与电力用户一一对应，实现绿电环境价值可追踪溯源。
第七十七条疆内绿电交易方式主要包括双边协商交易和挂牌交易，不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。
第七十八条鼓励经营主体参与数年绿电交易，探索数年绿电交易常态化开市机制。初期，经营主体有数年绿电交易意向时，可先签订意向协议，通过按需参与年度、月度、月内绿电交易予以落实。
第七十九条售电公司参与绿电交易时，应提前与电力用户建立代理服务关系，并在交易申报时将绿电需求电量全部关联至代理用户。
第八十条虚拟电厂（聚合商）聚合分布式新能源参与绿电交易时，应提前与分布式新能源建立聚合服务关系，并在交易申报时将绿电申报电量全部关联至各分布式新能源项目。
第八十一条绿电交易合同在各方协商一致、确保绿电环境价值可追踪溯源的前提下，建立灵活的合同调整机制，按月或更短周期开展合同转让等交易。绿电合同转让交易应一并转让对应的绿电环境价值。
第八十二条申报时，经营主体应分别明确电能量价格与绿色电力环境价值。其中： (一）双边协商交易方式下，购售双方自行协商确定整体价格，并分别明确其中的电能量价格与绿色电力环境价值。电能量价格按照相关规则，明确整体价格或分时段价格。绿色电力环境价值各时段价格保持一致，绿色环境权益价格需大于零。
（二）挂牌交易方式下，挂牌方经营主体应申报整体价格，并明确电能量价格与绿色电力环境价值，摘牌方自主摘牌。绿色环境权益价格需大于零。
（三）转让交易中，绿电交易合同各方协商一致后，确定转让绿色电力合同的电能量价格，其中绿色电力环境价值与原合同保持一致。
第六章 交易校核
第八十三条电力中长期市场交易校核包含交易出清校核和电网安全校核，交易出清校核由电力交易机构负责，电网安全校核由电力调度机构负责。
第八十四条交易出清校核的主要内容包括：交易电力电量限额校核、交易限价校核等。由电力交易机构在电力中长期市场出清前，根据必要的交易出清限额进行出清校核，形成并发布预成交结果。校核时间原则上不超过1个工作日。
第八十五条电网安全校核按照电网运行安全校核技术规范有关要求执行。数年交易可按“一次申报、逐年出清”的方式开展，首年申报数据交易校核按当年规则及时出清，次年及以后申报数据保留，根据执行年的交易规则及电网安全情况逐年出清。月内交易根据交易组织时间按日统一推送至电力调度机构开展电网安全校核。滚动撮合交易基于电力调度机构在交易前提供的安全约束条件进行事前校核，实时出清。
第八十六条电网安全校核应当在规定的时间内完成。其中，数年、年度交易5个工作日，月度交易2个工作日，月内交易1个工作日。
第八十七条电网安全校核未通过时，电力调度机构将越限信息以规范、统一的形式推送至电力交易机构，并在电力交易平台披露电网安全校核未通过原因。电力交易机构根据电网安全校核意见，按交易优先级逆序削减。调减原则为对预出清总量进行等比例削减，最后形成正式出清结果。
第八十八条电力交易机构应当根据电网安全校核意见在规定时间内完成削减并形成成交结果。其中，数年、年度交易5个工作日，月度交易2个工作日，月内交易1个工作日。
第八十九条交易结果应在形成后1个工作日内由电力交易机构发布。经营主体对成交结果有异议的，应当在发布后1个工作日内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1个工作日内给予解释。逾期未提出异议的，电力交易平台自动确认成交。
第九十条如市场出清结果出现异常，由电力交易机构按照原有边界条件重新进行出清计算，得到校正之后的出清结果，并及时向市场主体发布。
第七章 合同管理
第一节 合同签订
第九十一条各市场成员在开展电力中长期交易时应签订电力中长期交易合同（含电子合同），作为执行依据。分散资源可与资源聚合类新型经营主体签订聚合服务合同，参与电力中长期市场。电力中长期交易合同采用电子化管理，相关经营主体在电力交易平台确认交易申报结果后，由“交易承诺书+交易公告+正式发布的交易结果”组成的电子化合同立即生效，作为执行依据。
第九十二条绿电交易合同应明确交易电量、电力曲线及价格（包括电能量价格、绿电环境价值）等内容。电力交易机构根据交易合同形成绿色电力溯源关系，为经营主体提供溯源服务。
第二节 合同执行
第九十三条电力交易机构根据电力中长期市场连续运营情况，汇总市场成员跨省跨区、疆内交易合同，作为执行依据。
第九十四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，事后向新疆能源监管办和自治区、兵团电力主管部门报告事件经过，并向经营主体披露相关信息。
第八章 计量和结算
第一节 计量
第九十五条多台发电机组共用计量点且无法拆分，各发电机组需分别结算时，按照每台机组的额定容量或发电量等比例计算各自上网电量。对于风电、光伏发电企业处于相同运行状态的不同项目批次共用计量点的机组，可按照额定容量等比例计算各自上网电量。处于调试期的机组，如果和其他机组共用计量点，按照机组调试期的发电量等比例拆分共用计量点的上网电量，确定调试期的上网电量。
第九十六条资源聚合类新型经营主体聚合的不同分散资源同时具有上、下网电量时，应区分各时段的上、下网电量。
第九十七条不具备分时段计量条件的经营主体或电网企业(不含居民、农业等优先购电)，计量电量可按照典型曲线分解或按照时段对应小时数平均分解原则，由电网企业将计量电量分解至每日每小时，并通过技术平台按日推送电力交易机构。
第九十八条其他计量有关要求按《电力市场计量结算基本规则》（发改能源规〔2025〕976号）执行。
第二节 结算基本原则
第九十九条电力市场结算包括电能量交易结算、电力辅助服务交易结算、容量交易结算等。电费结算相关事宜应当在电力用户、售电公司、虚拟电厂运营商等资源聚合商、发电企业与电网企业签订的电费结算协议中予以明确。除国家政策规定外，结算环节不得改变市场出清、交易合约量价等关键要素。
第一百条结算科目式样由国务院价格主管部门确定。结算科目应当覆盖所有市场分类及交易品种，各类结算科目应当单独计算、单独列示。
第一百零一条电力市场结算不得设置不平衡资金池，每项结算项目均需独立记录、分类明确疏导并详细列支。
第一百零二条电力交易机构根据政策文件、市场规则和结算基础数据，对经营主体开展量价清分、费用计算与校核，编制形成结算依据。结算依据包括但不限于以下内容：
（一）实际结算电量； (二）各类交易结算电量（含中长期交易、短期交易及应急交易、现货交易、零售交易等）、电价和电费；
（三）偏差电量、电价和电费，分摊的结算资金差额或者盈余；
（四）新机组调试电量、电价、电费。
第一百零三条电力中长期市场结算原则上以自然月为周期开展，按日开展清分、按月开展结算。电力交易机构需按月发布结算日历，明确当月交易结算周期、出具结算依据时间等信息。
第一百零四条电力中长期市场应设置电力中长期结算参考点，作为电力中长期市场电量在现货市场的交割点，参考点价格由日前市场或实时市场出清价格确定。目前，暂按日前市场出清价格执行，待市场成熟后引入双方协商方式。后续国家或自治区有调整的，按调整后的规则执行。
第一百零五条现货市场连续运行期间，参与现货市场的经营主体按照现货市场规则开展结算。未参与现货市场的经营主体作为现货市场价格接受者开展结算，中长期合同按照现货市场规则有关规定进行差价或差量结算。现货市场停运期间，经营主体按照中长期合同“照付不议、偏差结算”模式执行。
第一百零六条已注册入市（直接参与市场交易）但尚未签订电力中长期合同或获取其他成分的经营主体，实际用电量或实际发电量按偏差电量结算。
第一百零七条电力交易机构应分别结算居民和农业用户、电网企业代理购电的偏差电量，电网企业应向电力交易机构提供相关分类电量信息。
第一百零八条资源聚合类新型经营主体及分散资源按照聚合服务合同明确的电能量价格单独结算。
第一百零九条资源聚合类新型经营主体作为发电类交易单元参与市场时，参照“煤电企业”方式结算，资源聚合类新型经营主体作为用电类交易单元参与市场时，参照“参与批发交易的用户”方式结算。
第一百一十条独立储能企业在充电时段参照“参与批发交易的用户”方式结算，其充电量视为用电量；在放电时段参照“煤电企业”方式结算，放电量视为上网电量。
第一百一十一条独立储能企业作为独立经营主体，不参与市场结构平衡费用分摊及返还，其他费用分摊及返还按照相关规则执行。
第一百一十二条绿电交易中电能量与绿电环境价值分开结算。电能量部分按照本章相关条款开展结算。纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。
第一百一十三条绿电环境价值部分按当月合同电量、发电侧上网电量（扣除纳入可持续发展价格结算机制的电量，以下简称“机制电量”）、用电侧电量三者取小的原则确定（以兆瓦时为单位取整数，在合同周期内尾差滚动到次月核算)。
第三节 结算其他事项
第一百一十四条售电公司提交的履约保函、保险有效期应考虑电费退补的市场结算周期，额度计算标准以新疆售电公司履约保函、保险管理实施细则执行。
第一百一十五条批发用户（含电网企业代理购电）、零售用户实际结算电量为用户实际用电量与结算线损电量之和，结算线损电量为用户实际用电量除以（1-线损率）再乘以线损率，线损率按照国家核定新疆电网的上网环节综合线损率计算。
第一百一十六条处于调试运行期的发电企业和独立储能企业，转商运前上网电量按照调试运行期电量结算，如在转商运前获取其他合同成分（中长期合同等），相关合同成分电量按照市场规则开展结算。转商运后电量按照有关规则开展结算工作。
第一百一十七条其他结算有关要求按《电力市场计量结算基本规则》（发改能源规〔2025〕976号）和自治区有关电力市场结算规则执行。
第九章 信息披露
第一百一十八条信息披露主体应严格按照《电力市场信息披露基本规则》（国能发监管〔2024〕9号）等相关规定要求，披露电力中长期市场相关信息，并对其披露信息的真实性、准确性、完整性、及时性负责。信息披露主体包括发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体、电网企业和电力市场运营机构。
第一百一十九条电力交易机构配合电力监管机构开展信息披露监管工作，对未按《电力市场信息披露基本规则》（国能发监管〔2024〕9号）披露信息的信息披露主体，采取提醒信息披露主体、报送电力监管机构等方式进行管理。
第一百二十条电力交易机构负责电力市场信息披露的实施，以电力交易平台为基础设立信息披露平台，做好经营主体、电力监管机构和自治区、兵团电力管理部门信息披露平台登录账号运维管理工作。电力交易机构制定统一的信息披露标准数据格式，在保障信息安全的前提下提供数据接口服务，相关数据接口标准另行制定。
第一百二十一条电力市场信息按照年、季、月、周、日等周期开展披露，信息披露主体按照标准数据格式在信息披露平台披露信息，披露的信息保留或可供查询的时间不少于2年，且封 存期限为5年。
第一百二十二条市场成员对披露的信息内容、时限等有异议或者疑问，可向电力交易机构提出，电力交易机构根据《电力市场信息披露基本规则》（国能发监管〔2024〕9号）及信息披露相关规定，要求相关信息披露主体予以解释及配合。
第一百二十三条其他信息披露有关要求按照《电力市场信息披露基本规则》（国能发监管〔2024〕9号）执行。
第十章 市场技术支持系统
第一百二十四条电力交易平台需符合相关技术规范和市场规则要求。
第一百二十五条电力交易平台应遵循全国统一的数据接口标准，电力交易平台间、电力交易平台与电力调度机构及电网企业营销系统等应实现互联互通，在保障信息安全的前提下为市场相关方提供数据交互服务。
第一百二十六条电力交易平台应强化基础运行保障能力，满足电力中长期市场连续运营要求，建立备用系统或并列双活运行系统。
第一百二十七条电力交易平台应实现注册信息互通互认，确保经营主体“一地注册、全国共享”。
第一百二十八条电力交易平台应对电力市场运行情况进行实时监测预警。
第一百二十九条电力交易平台账号应采用实名制管理，市场成员账号需通过实名认证后，方可登录交易平台并获取相应权限。市场成员的企业账号分为企业管理员账号和子账号。企业账号在交易平台操作行为均代表市场成员的真实意愿。
第一百三十条若企业名称变更、企业法定代表人信息变更、企业管理员账号的被授权人信息变更、授权文件过期失效，相应市场成员需及时在交易平台进行企业账号更新操作。
第一百三十一条市场成员应妥善保管交易平台账号、手机号、密码、数字安全证书等信息和介质，仅限账号使用人本人使用，不得转借他人。使用人应采取积极措施防止账号信息失窃、遗失和过期失效。
第十一章 风险防控及争议处理
第一百三十二条电力市场风险类型包括电力供需失衡风险、市场价格异常风险、不正当竞争风险、技术支持系统运行异常风险、合同违约风险及其他市场风险。
第一百三十三条市场运营机构负责编制各类风险处置预案，包括处置措施、各方职责等内容，并滚动修编。风险处置预案经新疆能源监管办批准，并报自治区、兵团电力主管部门备案后执行。
第一百三十四条电力市场运营机构应加强对电力市场各类交易活动的监测预警和风险防范，并按要求向新疆能源监管办和自治区、兵团电力主管部门报告。
第一百三十五条当市场运行发生紧急风险时，电力市场运营机构可根据有关规定和风险处置预案，执行市场干预措施，并在3日内向新疆能源监管办和自治区、兵团电力主管部门提交报告，按规定程序向相关经营主体披露。
第一百三十六条若市场成员有虚假注册、网络攻击、恶意调用交易平台接口、非法获取或篡改电力交易平台信息、使用接口方式进行交易申报相关操作、对电力交易平台造成较大数据安全风险等不当使用行为，电力交易机构可采取账号封禁、停止用户服务等措施，由此造成的损失由经营主体自行承担，因经营主体自身原因导致中长期合同出现执行偏差并影响履行的，相应责任由该主体自行承担。
第一百三十七条市场成员产生争议，可协商解决，协商无法达成一致时可提交新疆能源监管办或自治区、兵团电力主管部门依法协调，也可依法提交仲裁委员会仲裁或向人民法院提起诉讼。
第一百三十八条市场成员有义务为新疆能源监管办和自治区、兵团电力管理部门提供争议处理所需的数据和材料。承担调解工作的相关人员应当遵守保密规定，不得泄露因调解工作知悉的商业秘密。
第十二章 法律责任
第一百三十九条电力市场成员违反本规则规定，依照《电力监管条例》（中华人民共和国国务院令第432号）、《电力市场监管办法》（中华人民共和国国家发展和改革委员会令第18号） 等法律法规和部门规章进行处理。
第一百四十条经营主体因自身原因（包括但不限于提供虚假信息、操纵市场、重大违约、恶意报量保价等不正当竞争、串通报价和其他违规交易行为、企业账号怠于管理或使用不当、未及时更新平台信息、网络攻击、恶意调用交易平台接口及其他违反交易规则、自律公约、入市协议、平台使用协议、信用承诺书等行为）给电力市场成员造成损失的，或者对经营主体自身产生损失和影响的，其法律责任由该经营主体承担，并应当依法承担相应的民事赔偿责任。
第一百四十一条经营主体违反本细则规定，电力交易机构可将其行为记入信用记录，并按照国家及自治区、兵团有关规定纳入电力行业信用评价体系。
第一百四十二条因不可抗力因素引起的技术支持系统、电网运行、市场运行异常导致的损失，各方无需承担责任。
第一百四十三条任何单位和个人扰乱电力市场秩序且影响电力市场活动正常进行，或者危害电力市场及相关技术支持系统安全的，按照有关规定处理；构成犯罪的，依法追究刑事责任。
第十三章 附则
第一百四十四条市场运营机构可根据电力市场运行需要，基于本细则确定的原则，针对电力市场的注册、交易组织、合同曲线分解、零售套餐等市场建设运营不同环节编制指南，提升电力市场服务质效。
第一百四十五条市场参数的标准与取值参数、涉及市场建设运营的各类指南，需经市场管理委员会审议通过，并向新疆能源监管办和自治区、兵团电力主管部门报备后执行。
第一百四十六条本细则由国家能源局新疆监管办公室会同自治区和兵团电力主管部门负责解释。如国家政策、法规发生重大调整，导致本实施细则与相关规定不符的，从其规定。
第一百四十七条本细则自2026年4月1日起施行，有效期5年，《新疆电力中长期市场实施细则》（新监能市场〔2022〕93号）、《新疆电力中长期市场实施细则部分条款修订稿》（新监能市场〔2025〕58号）废止。
名词解释
1.新型经营主体：指具备电力、电量调节能力且具有新技术特征、新运营模式的配电环节各类资源，可分为单一技术类新型经营主体和资源聚合类新型经营主体。其中，单一技术类新型经营主体主要包括分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源和可调节负荷；资源聚合类新型经营主体主要包括虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网，配电环节具备相应特征的源网荷储一体化项目可视作智能微电网。 2.按日连续开市：指电力交易机构在每日(工作日或自然日)组织电力中长期交易的活动。 3.聚合单元：指将一定范围内资源进行聚合，并整体参与市场的基本单元，包括单台虚拟机组、单个智能微电网或源网荷储一体化项目等，每个聚合单元作为整体参与市场。 4.交易序列：指由电力交易机构在电力交易平台中，按照不同交易方式、不同交易执行周期等要素建立的交易组织集合。 5.交易标的：电力中长期交易的买卖对象，指特定时间内的电能量，根据交易周期和交易时段，将交易标的划分为若干个申报标的。 6.绿色电力：指符合国家有关政策要求的风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所产生的全部电量。初期，参与绿电交易的可再生能源发电项目为风电、光伏发电项目，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的其他可再生能源。
7. 电力市场风险类型
（1）电力供需失衡风险电力供需失衡风险指电力供应与需 求大幅波动、超出正常预测偏差范围，影响电力系统供需平衡的 风险。 （2）市场价格异常风险指某地区、时段市场价格持续偏高或偏低，波动范围或持续时间明显超过正常变化范围的风险。 （3）不正当竞争风险指经营主体违规行使市场力操纵市场价格、持留容量、达成垄断协议等，或串通报价、哄抬价格，并严重影响交易结果的风险。 （4）技术支持系统运行异常风险技术支持系统运行异常风险指支撑电力市场的各类技术支持系统出现异常或不可用状态，或因黑客、恶意代码等攻击、干扰和破坏等行为，造成被攻击系统及其中数据的安全性、完整性和可用性被破坏，影响市场正常运行的风险。 （5）合同违约风险合同违约风险指经营主体失信、失去正常履约能力、存在争议或不可抗力等原因而不能正常履行已签订的电力中长期合同的风险。 （6）其他市场风险指经营主体交易申报差错、滥用高频量化交易、提供虚假注册资料获取交易资格、曲解规则条款、售电公司、虚拟电厂（聚合商）等未按规定缴纳履约保障凭证、采用明显不同于市场普遍认知与常规实践的方法进行交易操作、电力市场未按照规则运行和管理、市场运营规则不适应电力市场交易需要等，影响市场正常秩序的风险。 8.电力用户全部电量：电力用户以工商营业执照、组织机构代码证等为统计标准，全部电量为该用户在电网企业营销系统中所有户号、计量点的电量。电力交易机构与电网企业以统一社会信用代码（含组织机构代码等）、交易平台注册的市场成员名称、市场主体类型等字段实现数据交互。 9.根据购售方身份的不同，不同交割周期的电能量交易可以分为电力直接交易、关停机组发电权替代交易、合同交易等。 （1）电力直接交易：符合注册条件的发电企业与电力用户(含售电企业)、电网企业、新型经营主体经双边协商、集中交易等方式达成的市场交易。 （2）关停机组发电权交易：自治区电力主管部门确定的关停煤电机组与其他发电企业、新型经营主体之间，经双边协商、集中交易等方式，对于电量补偿指标达成的发电权益转让交易。 （3）合同交易：经营主体（发电企业、电力用户、售电公司、新型经营主体）、电网企业以购方或者售方的身份参与交易，满足经营主体增持、减持合同等交易需求。 10.已申报未出清电量：已预出清的取预出清结果，未预出 清的取申报电量。 11.履约保障凭证：具备见索即付功能的履约保函、保证金或者其他结算担保品。 12.机制电量：纳入新能源可持续发展价格结算机制的电量。 13.日前市场统一结算点电价：为用电侧日前市场统一结算点电价，是发电侧所有节点日前出清电量和每小时节点电价的加权均值。 14.合同照付不议、偏差结算：购售双方签订中长期合同，即确定在合同执行周期内的交易电量与价格，购售双方负有按合同约定的电量、电价形成的电费进行结算的义务，当实际电量与合同电量存在偏差时，偏差电量采用市场化价格进行结算。
新疆电力中长期市场交易方式
新疆电力中长期市场交易方式主要包括：双边协商交易和集中交易。其中，集中交易包括集中竞价（撮合）交易、滚动撮合交易、挂牌交易等方式。 1.双边协商交易：经营主体之间自主协商交易电量、电价等信息，形成交易意向，通过电力交易平台确认后生效。交易申报截止时间前，购售双方协商一致后可修改申报数据。 2.集中竞价交易：指针对已明确时段、数量、单位、执行周期等要素的电力产品，经营主体等在规定截止时间前集中申报价格，由电力交易平台汇总经营主体等提交的交易申报信息进行出清，可分为边际电价法出清和报价撮合法出清。涉及交易校核调减的集中竞价交易，各经营主体成交电量、价格按照出清原则重新出清形成。 （1）边际电价出清原则：购方报价由高到低排序，售方报价由低到高排序，根据购方与售方量价曲线交叉点对应的价格确定市场边际成交价格，或根据最后一个交易匹配对的边际价格确定（两个价格的算术平均值为成交价格），电网企业参与场内集中交易方式电网企业代理购电时，以报量不报价方式，作为价格接受者优先出清。边际点由两家及以上经营主体报价确定的，按申报电量比例分配。 （2）报价撮合法出清原则：购方报价由高到低排序，售方报价由低到高排序，根据购方与售方各交易匹配对的申报价格形成成交价格（购方与售方申报价格的算术平均值），购售价差大优先匹配，电网企业参与场内集中交易方式代理购电时，以报量不报价方式，作为价格接受者优先出清。两家及以上经营主体申报价格相同时，按申报电量比例分配成交电量。有多家电网企业参与申报时，优先等级相同。 3.滚动撮合交易：指针对已明确时段、数量、单位、执行周期等要素的电力产品，在规定的交易起止时间内，经营主体等可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台依据申报顺序进行滚动撮合，按照对手方价格优先、时间优先等原则成交。出清方式有两种： （1）购方申报价格大于或等于售方申报价格时成交，成交价格为购方与售方申报价格的算术平均值，申报时间相同的情况下，购售价差大的优先出清； （2）购方申报价格大于或等于售方申报价格时成交，成交价格为购方与售方申报时间较早一方的申报价格，申报时间以交易平台记录时间为准，申报时间和申报价格均不相同的情况下，购售价差大的优先出清。 4.挂牌交易：指经营主体等通过电力交易平台，将需求电量或者可供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要约的申请。挂牌交易按照摘牌情况成交，可由电力产品或服务的卖方（或买方）一方挂牌，另一方摘牌；也可允许买卖两方在自身发用电能力范围内同步挂牌、摘牌。挂牌交易包括单向挂牌交易和双向挂牌交易。 （1）单向挂牌交易是指在规定的交易时间内，购电方或者售电方其中一方提出购售电要约挂牌，包括购(售)电量和购(售)电价格，另外一方在规定的时间内摘牌，成交价格为挂牌价。单向挂牌成交电量有两种形成方式，方式一为连续摘牌，是按时间先后进行出清，成交电量为摘牌电量；方式二为统一摘牌，采用事后统一出清，若摘牌总量小于挂牌电量，则摘牌电量全部成交；若摘牌总量大于挂牌电量，则按摘牌电量比例等比例分配，分配后的值作为成交电量。电网企业参与单向挂牌交易时，仅能作为挂牌方，以报量不报价方式进行申报，其作为售方的挂牌价格为交易标的的中长期合同持仓均价，作为购方的挂牌价格原则上为最近一个月的月度集中竞价交易加权平均价格或者根据年度方案选取多品种组合加权均价，挂牌价格均需履行必要的报备审批流程。 （2）双向挂牌交易是指在规定的交易时限内，购电方或者售电方任意一方随时提出购售电要约，包括购(售)电量和购(售)电价格，符合条件对手方售（购）方进行摘牌，电网企业参与双向挂牌时，仅能作为挂牌方，以报量不报价方式进行申报，其作为售方的挂牌价格为交易标的的中长期合同持仓均价，作为购方的挂牌价格原则上为最近一个月的月度集中竞价交易加权平均价格或者选取多品种组合加权均价，挂牌价格均需履行审批流程。