多台发电机组共用计量点且无法拆分，发电机组需分别结算时，按照每台机组的实际发电量（或主变高压侧上网电量）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，无法按照上述分摊方式分摊计算时也可按照额定容量比例计算各自上网电量。上网电量由电网企业计算后提供交易机构进行结算。原文如下：
第一条为规范新疆电力中长期交易，依法维护电力市场主体的合法权益，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，根据《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）及其配套文件、国家发展改革委、国家能源局《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）和有关法律、法规规定，制定新疆电力中长期交易实施细则（以下简称：实施细则）。第二条本实施细则适用于新疆未开展电力现货交易条件下的电力中长期交易。待电力现货市场启动后，可结合实际，制定与现货交易相衔接的电力中长期交易规则。第三条本实施细则适用于新疆各类电力中长期交易包括电力批发交易，电力零售交易。电力批发交易指发电企业与电力用户或售电公司之间通过市场化方式进行的电能量交易。参与批发交易的电力用户为批发用户。电力零售交易主要指售电公司与电力用户之间进行的购售电交易。参与零售交易的电力用户为零售用户。第四条本实施细则所称电力中长期交易指发电企业、电力用户、售电公司等市场主体，通过双边协商、集中交易等市场化方式，开展的多年、年、多月、月、周、多日等电力批发交易。电网企业代购电交易分别按照新疆自治区、兵团电力主管部门有关方案、规则执行。执行政府定价的优先发电量视为厂网间双边交易电量，签订厂网间购售电合同，相应合同纳入电力中长期交易合同管理范畴，其执行和结算均须遵守本实施细则。第五条电力市场成员应当严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的合法权益。第六条新疆自治区电力主管部门负责新疆区域内发用电计划放开实施方案制定，确保优先发用电计划对等放开，并根据职责依法履行监督评估职责。第七条国家能源局新疆监管办公室（以下简称“新疆能源监管办”）会同新疆自治区、兵团电力主管部门负责本实施细则的制定，根据职责依法履行市场监管职责。第八条市场成员包括各类发电企业、电网企业、配售电企业（含拥有配电网运营权的售电公司、独立的售电公司）、电力交易机构、电力调度机构、电力用户、储能企业等。（一）按照本实施细则参与电力交易，签订和履行各类交易合同（含电子合同），按时完成电费结算；（三）签订并执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度；（四）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供信息，获得市场化交易和输配电服务等相关信息；（五）按本实施细则规定向调度机构和交易机构提供发电能力预测数据（预测出力数据）；（七）涉及绿证交易的新能源企业应按新疆可再生能源电力消纳保障实施方案相关要求上报交易结果；（一）按照本实施细则参与电力市场化交易，签订和履行各类电力交易合同（含购售电合同）、输配电服务合同、供用电合同等，提供市场化交易所必须的电力电量需求、典型负荷曲线以及相关生产信息；（二）获得公平的输配电服务和电网接入服务，按时支付购电费（含各类交易电量电费、辅助服务电费等）、输配电费、政府性基金及附加等；（三）依法依规披露和提供信息，获得市场化交易和输配电服务等相关信息；（四）服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等）按照电力调度机构要求安排用电；（五）遵守政府电力主管部门有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰；（七） 具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段；（一）按照本实施细则参与电力市场化交易，签订和履行市场化交易合同（含供用电合同）、购售电合同、输配电合同等，按时完成电费结算；（二）依法依规披露和提供信息，在政府指定网站上公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，依法对公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报；（三）按照规则向电力交易机构、电力调度机构提供签约零售用户的交易电力电量需求、典型负荷曲线以及其他生产信息，获得市场化交易、输配电服务和签约市场主体的基础信息等相关信息，承担用户信息保密义务；（六）拥有配电网运营权的售电公司承担配电区域内电费收取和结算业务。同一配电区域内只能有一家公司拥有该配电网运营权。按国家有关规定和合同约定履行保底供电服务和普遍服务，在独立的售电公司无法为其签约用户提供售电服务时提供保底供电服务；（七）已在电力交易平台注册生效的售电公司，在参与新疆区域电力市场交易时不受配电区域限制，可单独或同时在新疆区域内多个配电区域售电；（八）配合电力交易机构开展批发、零售交易和结算工作;（二）为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务，提供报装、计量、抄表、收费等各类供电服务；（三）建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统，服从电力调度机构的统一调度；（四）按照电力企业信息披露和报送等有关规定，披露和提供信息，向电力交易机构提供支撑市场化交易和市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互；（五）收取输配电费，代收代付电费和政府性基金及附加等，按时完成电费结算；（六）预测非市场用户的电力、电量需求；按照政府相关规定向居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用户提供供电服务，保持居民、农业用电价格稳定；（七）与优先发电电源（不含燃煤发电）签订厂网间购售电合同，优先用于保障居民、农业用户用电；按代理购电价格向未直接参与市场交易的工商业用户提供代理购电服务，签订供用电合同；（八）预测代理购电工商业用户分时段用电量及典型负荷曲线，保障居民、农业用户的用电量规模单独预测；（三）按照本实施细则组织电力市场交易（含清洁能源消纳责任权重交易等），并负责交易合同的汇总管理；（四）提供电力交易结算依据（包括但不限于全部电量电费、辅助服务费及输配电服务费等）以及相关服务，按照规定收取交易服务费；（五）建设、运营和维护电力市场化交易技术支持系统（以下简称“电力交易平台”)；（六）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和发布信息，提供信息发布平台，为市场主体信息发布提供便利，获得市场成员提供的支撑市场化交易以及服务需求的数据等；（七）配合新疆能源监管办和自治区电力主管部门对市场规则进行分析评估，提出修改建议；（八）监测和分析市场运行情况，依法依规干预市场，预防市场风险，并于事后向新疆能源监管办、自治区电力主管部门及时报告；（九）对市场主体违反交易规则、扰乱市场秩序等违规行为进行报告并配合调查；（十）配合开展市场主体开展信用评价工作，并及时向市场主体发布评价结果；（十一）电力交易机构汇总新疆区域内市场成员参与的各类交易合同（含优先发电合同、市场交易合同等），形成新疆区域内发电企业的月度发电计划，同时依据月内（多日）交易，进行更新和调整，并向相应电力调度机构下达，同时依据信息披露规定向市场主体发布；（二）按照调度规程实施电力调度，负责新疆区域内电力中长期市场电力电量平衡分析和管理确保系统实时平衡，保障电网安全稳定运行；（三）向电力交易机构提供安全约束边界和必开机组组合、必开机组发电量需求、影响限额的停电检修、关键通道可用输电容量等数据，配合电力交易机构履行市场运营职能；（四）合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行（因电力调度机构自身原因造成实际执行与交易结果偏差时，由电力调度机构所在电网企业承担相应的经济责任），保障电力市场正常运行；（五）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供电网运行的相关信息，提供支撑市场化交易以及市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互；第十五条市场主体应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的市场主体经法人单位授权，可参与相应电力市场交易。第十六条拥有储能设备（含电储能和抽水蓄能等）或具备需求侧响应（如可中断负荷、新能源友好型负荷、聚合体、充电桩等）条件的市场主体（发电企业或电力用户）可单独作为市场主体参与市场交易。1.依法取得发电项目核准或者备案文件，依法取得或者豁免电力业务许可证（发电类）；2.并网自备电厂公平承担发电企业社会责任、承担国家和地方电力主管部门依法依规设立的政府性基金及附加以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴，取得电力业务许可证（发电类），达到能效、环保要求，可作为发电市场主体参与市场化交易；3.集中式扶贫光伏发电项目、分布式新能源项目实行全额保障性收购，暂不参与新疆电力市场。鼓励分散式、分布式新能源项目、特许权新能源项目、示范类新能源平价上网项目参与中长期交易。4.探索新疆区域内，外送配套电源（含新能源）发电企业在专用直流送电通道之外的电力电量参与疆内市场化交易（含自备电厂调峰替代交易、不同调度控制区发电权交易等）；5.新疆区域配电网内的常规电源（火电、水电等）的发电企业，暂不参与其他电网内的电力市场化交易，待条件成熟后，其规则另行制订；6.关停机组符合新疆关停替代交易相关规定后，仅参与优先发电电量合同转让交易；1.符合电网接入规范、满足电网安全技术要求，与电网企业签订正式供用电协议（合同）；2.经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开，暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电。不符合国家产业政策的电力用户暂不参与市场化交易，产品和工艺属于淘汰类和限制类的电力用户严格执行现有差别电价政策；3.拥有燃煤自备电厂的用户应当按照国家和地方电力主管部门规定，承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、支付系统备用费后，可作为合格的用户市场主体参与市场化交易；4.符合新疆电力市场准入条件的电力用户（含局域电网企业、趸售县（团场）供电公司，兵团电网、增量配电网等电网内的电力用户）可自主或通过售电公司代理参与新疆市场交易。同一合同执行周期内，电力用户不能同时与两家售电公司存在代理关系。5.具备相应的计量能力或者替代技术手段，满足市场计量和结算的要求。（三）售电公司准入条件按照国家和自治区对售电公司准入与退出有关规定执行。第十八条参加批发交易的市场主体以及参加零售交易的电力用户均实行市场注册。其中，参加零售交易的电力用户的注册手续和程序可以适当简化。第十九条参加零售交易的电力用户市场注册生效后，可通过电力交易平台发起绑定关系确认流程，经双方确认后确定售电公司代理关系，绑定双方名称应与代理购电合同(协议)双方名称一致。第二十条参加市场化交易的电力用户全部电量需通过批发或者零售交易购买，且不得同时参加批发交易和零售交易。第二十一条已参加市场化交易的电力用户，允许在合同期满的下一个年度，按照准入条件选择参加批发或者零售交易。第五十八条因电网安全约束必须开启的机组，其上网电量超出其合同电量（含优先发电合同、市场交易合同）的部分，按照新疆电力市场结算方案相关规则执行。加强对必开机组组合和上网电量的监管，保障公开、公平、公正。新投产发电机组的调试电量按照调试电价政策进行结算。第五十九条市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成，促进市场用户公平承担系统责任。输配电价格、政府性基金及附加按照国家和自治区有关规定执行。第六十条现阶段，直接交易电价结算全部执行平段电价，电力用户通过辅助服务考核与补偿机制分摊调峰费用或者直接购买调峰服务。条件具备时，执行峰谷电价的用户，在参加市场化交易后应当继续执行峰谷电价。进一步完善新疆峰谷分时交易机制和调峰补偿机制，积极探索用户侧峰谷电价对应多段报价方式，以引导发电企业、电网企业和电力用户等主动参与调峰。第六十一条配电网内电力用户的用电价格，由电能量交易价格、上一级电网（新疆电网）输配电价格、辅助服务费用、配电网配电价格、政府性基金及附加（或由趸售价格、配电网配电价格、政府性基金及附加）等构成。在配电价格未单独核定前，配电网可按照上一级电网（新疆电网）输配电价不同电压等级价差收取配电价格。配电网内电力用户承担的配电价格与上一级电网（新疆电网）输配电价之和，不得高于其直接接入相同电压等级对应的省级电网新疆输配电价。第六十二条自治区电力主管部门应当在每年11月底前确定次年跨区跨省优先发电计划（含国家指令性计划、政府间外送协议等）、省内优先发电计划（含调试电量）、优先购电计划。按照年度（多年）、月度、月内（多日）的顺序开展电力交易。第六十三条多年、多月、临时开市的交易组织原则上按照年度交易组织规则开展。合同电量转让交易原则上以月度（月内）交易为主，市场主体通过各类周期交易满足发用电需求，促进供需平衡。第六十四条各类交易按照本实施细则组织开展，具体组织时结合交易公告执行。交易的限定条件必须事前在交易公告中明确，原则上在申报组织以及出清过程中不得临时增加限定条件，确有必要的应当公开说明原因。第六十五条电力调度机构、电网企业按照信息披露相关规则文件要求，在相应周期交易开市前按要求向电力交易机构提供相关公告披露信息资料和交易所需安全约束条件。第六十六条售电公司交易前需缴纳履约保函，售电公司交易规模限额依据履约保函设定，具体按照新疆电力市场售电公司履约保函实施办法等相关规则执行。第六十七条电力交易机构基于电力调度机构提供的安全约束条件开展电力交易出清。第六十八条电力交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易，指导参与新疆区域内电力交易的承担消纳责任的市场主体优先完成可再生能源电力消纳相应的电力交易，在中长期电力交易合同审核、电力交易信息公布等环节对承担消纳责任的市场主体给予提醒。各承担消纳责任的市场主体参与电力市场交易时，应当向电力交易机构作出履行可再生能源电力消纳责任的承诺。可再生能源消纳责任权重交易规则另行制定。第六十九条原则上每年11月底前，电网企业预测非市场用户年度用电规模，自治区电力主管部门商有关方面确定年度优先发电计划，并根据国家和新疆最新政策要求确定年度交易方案。第七十条原则上年度直接交易开市前15个工作日，电力调度机构、电网企业按照信息披露相关规则文件要求，在年度交易开市前15个工作日向电力交易机构提供相关公告披露信息资料和交易所需安全约束条件。第七十一条电网企业根据政府确定的优先发电计划与发电企业完成优先发电合同（分解到月）签订工作，并向电力交易机构报备，电力交易机构汇总后通过电力交易平台向市场主体发布。第七十二条原则上每年12月20日前，电力交易机构组织次年中长期市场化交易。第七十三条市场主体经过双边协商形成的年度（多年）意向协议（包括年度总量、各月分解电量、电力曲线、交易价格等），需要在年度双边交易申报截止前，通过电力交易平台提交至电力交易机构。电力交易机构根据电力调度机构提供的安全约束条件，形成双边交易预成交结果。第七十四条采用集中交易方式开展年度（多年）交易时，发电企业、售电公司和电力用户在规定的报价时限内通过电力交易平台申报报价数据。电力交易机构根据电力调度机构提供的安全约束条件，形成集中交易预成交结果。第七十五条年度交易公告应当提前交易开市至少5个工作日发布，交易公告发布内容包括但不限于：（二）交易品种、准入条件和范围、交易电量（电力）规模、执行周期、交易组织及出清方式、价格形成机制、交易申报说明等；（三）次年关键输电通道可用输电容量情况（分解到月）；第七十六条年度交易结束后1个工作日内，电力交易机构汇总各类交易的预成交结果（或申报数据），并提交电力调度机构统一进行安全校核。电力调度机构在5个工作日内返回安全校核结果，由电力交易机构发布。安全校核越限时，由电力交易机构按照交易组织时间逆序或等比例原则进行交易削减和调整。第七十七条市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布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。第七十八条原则上每月电力交易机构在月度交易开始前向市场主体发布年度优先发电合同分月计划。第七十九条电力调度机构、电网企业按照信息披露相关规则文件要求，原则上在月度交易开市前3个工作日向电力交易机构提供相关公告披露信息资料和交易所需安全约束条件。第八十条原则上每月电力交易机构根据年度合同分月计划、发用平衡及电力用户月度用电需求等情况组织次月市场化交易。第八十一条市场主体经过双边协商形成的意向协议（包括电量、电力曲线、电价等），需要在月度双边交易申报截止前，通过电力交易平台提交至电力交易机构。电力交易机构根据电力调度机构提供的安全约束条件，形成双边交易预成交结果。第八十二条采用集中交易方式开展月度交易时，发电企业、售电公司和电力用户在规定的报价时限内通过电力交易平台申报报价数据。电力交易机构根据电力调度机构提供的安全约束条件，形成集中交易预成交结果。第八十三条月度交易公告应当提前交易开市至少1个工作日发布；交易公告发布内容包括但不限于：（二）交易品种、准入条件和范围、交易电量（电力）规模、执行周期、组织及出清方式、价格形成机制、交易申报说明等；第八十四条月度交易结束后1个工作日内，电力交易机构汇总各类交易的预成交结果（或申报数据），并提交给电力调度机构统一进行安全校核。电力调度机构在2个工作日内返回安全校核结果，由电力交易机构发布。安全校核越限时，由电力交易机构按照交易组织时间逆序或等比例原则进行交易削减和调整。第八十五条市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布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。第八十六条电力交易机构应当根据经安全校核后的交易结果，对年度交易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
