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北京交易中心8月15日發布了《跨區域省間富?？稍偕茉措娏ΜF貨試點規則(試行)》的公告。公告中稱，2017年8月18日將啟動棄風、棄光電能及四川棄水電能跨區域省間現貨交易試點(17日為競價日，18日為執行日)。
為了緩解棄風、棄水、棄光的問題，國家電力調度控制中心和北京交易中心聯合開展國網區域內跨區域省間富?？稍偕茉措娏ΜF貨交易。
跨區域現貨交易定位為送端電網棄水、棄風、棄光電能的日前和日內現貨交易。當送端電網調節資源已經全部用盡，各類可再生能源外送交易全部落實的情況下，如果水電、風電、光伏仍有富余發電能力，預計產生的棄水、棄風、棄光電量可以參與跨區域現貨交易。
其中對于售電公司權利義務，公告中是這樣說的：
(1)參與跨區域現貨交易，簽訂和履行電力交易合同。市場初期可直接參與跨區域現貨交易，也可委托受電地區電網公司按照合同明確的報價原則、策略參與跨區域現貨交易，參與形式由市場主體自主決定。
(2)獲得公平的輸配電服務，擁有配電網的售電公司應向其他市場主體提供公平的輸配電服務。
(3)按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息。
原文件如下：
第一章總則
第一條為落實《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發[2015]9號)及配套文件精神，發揮市場配Z資源的決定性作用，充分利用國家電網公司經營區域內跨區域省間通道輸電能力，有效促進西南及三北地區可再生能源消納，緩解棄水、棄風、棄光問題，規范開展國家電網公司經營區域內跨區域省間可再生能源電力現貨交易(以下簡稱跨區域現貨交易)，制定本規則。
第二條跨區域現貨交易是指國家電力調度控制中心會同北京電力交易中心在國家電網公司經營區域內通過跨區域輸電通道，組織買方(含電網企業、電力用戶、售電企業)與賣方(水電、風電、光伏等可再生能源發電企業)，通過跨區域現貨市場技術支持系統開展的電力現貨交易。
第三條跨區域現貨交易定位為送端電網棄水、棄風、棄光電能的日前和日內現貨交易。當送端電網調節資源已經全部用盡，各類可再生能源外送交易全部落實的情況下，如果水電、風電、光伏仍有富余發電能力，預計產生的棄水、棄風、棄光電量可以參與跨區域現貨交易。
第四條跨區域現貨交易需要滿足送受端電網和跨省區通道安全約束，市場出清要閉環考慮電網安全約束條件，實現電網安全運行和市場有序運作的協調統一。
第五條參與跨區域現貨交易的全部為水電、風電和光伏等可再生能源發電企業，通過跨區域現貨交易，充分利用通道資源和全網調節能力，提高電網整體可再生能源消納水平。
第六條堅持市場化導向，買賣雙方自主自愿參與市場，根據市場成員報價的優先級順序，確定成交電量和成交電價，集中競價出清。堅持“公開、公平、公正”原則，確保市場運作規范透明。
第七條本規則適用于送受端本地現貨市場尚未建立，為緩解棄水、棄風、棄光問題，暫由國家電力調度控制中心組織開展的跨區域現貨交易。參與跨區域現貨交易的所有市場主體、電網企業調度機構必須遵守本規則。受端現貨市場建立后，按其規則執行。
第八條本規則中涉及電力的量綱為兆瓦，電量的量綱為兆瓦時，電價的量綱為元/兆瓦時。
第九條本規則中涉及的“日”指自然日，“工作日”是指不包含國家法定工休日和節假日的標準工作日。
第二章市場成員管理
第十條跨區域現貨交易市場主體包括
(1)賣方：送端電網內水電、風電和光伏等可再生能源發電企業。
(2)買方：受端電網企業、大用戶、售電公司和火電企業;初期受端電網企業可以代理電力用戶和售電公司參與。
(3)輸電方：電網企業。
第十一條市場主體準入條件
已在電力交易機構完成市場注冊手續后均可參加。
第十二條發電企業權利義務
(1)根據棄水棄風棄光電能界定標準，確定參與交易的發電能力，參與跨區域現貨交易，簽訂和履行電力交易合同。
(2)獲得公平的輸電服務和電網接入服務。
(3)執行并網調度協議，服從電力調度機構的統一調度，
保障電站(含分布式電源)涉網性能和電能質量達標合格，按規定提供輔助服務。
(4)按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息。
(5)其他法律法規所賦予的權利和義務。
第十三條電力用戶權利義務
(1)參與跨區域現貨交易，簽訂和履行電力交易合同。市場初期可直接參與跨區域現貨交易，也可委托電網公司按照合同明確的報價原則、策略參與跨區域現貨交易，參與形式由市場主體自主決定。
(2)獲得公平的輸配電服務和電網接入服務。
(3)按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息。
(4)服從電力調度機構的統一調度，在系統特殊運行狀況下(如事故、嚴重供不應求等)按調度要求安排用電。
(5)其他法律法規所賦予的權利和責任。
第十四條售電公司權利義務
(1)參與跨區域現貨交易，簽訂和履行電力交易合同。市場初期可直接參與跨區域現貨交易，也可委托受電地區電網公司按照合同明確的報價原則、策略參與跨區域現貨交易，參與形式由市場主體自主決定。
(2)獲得公平的輸配電服務，擁有配電網的售電公司應向其他市場主體提供公平的輸配電服務。
(3)按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息。
(4)其他法律法規所賦予的權利和責任。
第十五條電網企業權利義務
(1)保障跨省區輸電通道等輸配電設施的安全穩定運行。
(2)為市場主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務，作為輸電方簽訂交易合同并嚴格履行。
(3)向市場主體提供報裝、計量、抄表、維修、收費等各類供電服務。
(4)按規定披露和提供信息。
(5)其他法律法規所賦予的權利和責任。
第十六條國家電力調度控制中心職責：
(1)負責建設、運行、維護和管理電力現貨交易技術支持系統，按市場規則組織跨區域現貨交易。
(2)保障電力系統統一調度，負責跨區聯絡線安全校核。
(3)負責向相關電力交易機構提供交易結果、執行情況等跨區域現貨交易結算所需信息。
第十七條北京電力交易中心職責：
(1)負責市場交易主體的注冊管理。
(2)負責提供電力交易結算依據及相關服務。
(3)其他法律法規所賦予的權利和責任。
第十八條省電力交易機構職責：
(1)配合做好市場交易主體注冊工作;
(2)配合做好電力交易結算有關工作。
第十九條送端省電力調度部門(送端省調)職責：
(1)負責組織可再生能源發電企業報價。
(2)負責省內電網安全校核和合同簽訂。
(3)負責跨區域現貨交易結果在發電側的執行。
(4)負責向電力交易機構提供交易結果、執行情況等結算所需信息。
第二十條受端省電力調度部門(受端省調)職責：
(1)負責組織省內大用戶、售電公司報價。
(2)負責根據省內消納能力，代表電網企業參與跨區域現貨交易報價，或者按照委托合同確定的購電報價策略參與跨區域現貨交易報價。
(3)負責省內電網安全校核和合同簽訂。
(4)負責跨區域現貨交易結果在用戶側的執行。
(5)負責向電力交易機構提供交易結果、執行情況等結算所需信息。
第二十一條市場主體在電力交易平臺上注冊后即可參與跨區域現貨交易。已經完成注冊的市場主體不需再為參與跨區域現貨交易單獨注冊。
第二十二條已注冊的市場主體，其注冊信息變更、注銷按照北京電力交易中心相關規定執行。
第二十三條市場主體資格注銷后，停止其在跨區域現貨交易中的所有交易活動。
第三章交易組織
第二十四條跨區域現貨交易主要用于組織考慮省內消納能力和可再生能源中長期交易之后的富余可再生能源外送交易。
第二十五條日前現貨交易按日組織，每個工作日組織次日96個時段(00:15～24:00，15分鐘為一個時段)的日前交易。節假日前，根據節日期間調度計劃工作需要，可集中組織節日期間的多日交易。
第二十六條日內現貨交易按五個交易段(0:15-8：00、8:15-12：00、12:15-16：00、16:15-20：00、20:15-24：00)組織。
第二十七條可再生能源發電企業應根據棄水棄風棄光電能界定標準，根據其富余發電能力，直接在各省跨區域現貨交易系統中報價。
第二十八條受端市場主體可直接向省調報價或直接在各省跨區域現貨交易系統中報價。
第二十九條日前現貨交易買方、賣方分別申報每一時段(15分鐘)的“電力-電價”曲線，申報電價的最小單位是10元/兆瓦時，電力的最小單位是1兆瓦。賣方申報上網電價，買方申報落地電價。
第三十條日內現貨交易買方、賣方提前一天申報次日日內交易報價，只申報價格，電力在日內申報，申報電價的最小單位是10元/兆瓦時，電力的最小單位是1兆瓦。市場初期日內交易可以不報價，采取日前出清電價，日內每一時段(15分鐘為一個時段)的交易電價為對應時段的日前交易出清電價，若無對應日前交易出清電價，則采用距該時段最近的前側時段日前交易出清電價。日內現貨交易買方、賣方在日內僅申報交易意向電力。
第三十一條按照最優交易路徑(輸電費用最低)確定唯一的輸電電價。
第三十二條買方按照交易路徑承擔輸電電價和線損折價，輸電電價和線損率按政府價格主管部門核定標準或備案標準執行。
第三十三條跨區域現貨交易送端交易關口設在送端換流站換流變交流側，受端交易關口設在受端換流站換流變交流側。涉及省間交流聯絡線的現貨交易關口與中長期交易關口設置保持一致。
第三十四條相關電網公司與發電企業的交易關口在雙方產權分界點處。
第三十五條將買方申報的“電力-電價”曲線按照可能的最優交易路徑、輸電電價和通道線損率，分別折算到送端交易關口。
第三十六條跨區域現貨交易采用考慮通道安全約束的集中競價出清機制，按時段出清：
(1)按照高低匹配的方式，將賣方報價按照從低到高排序，將按照可能的交易路徑折算到送端的買方報價按照從高到低的順序排序，報價最低的賣方和報價最高的買方優先成交，按照買賣雙方報價價差遞減的原則依次出清。存在價差相同的多個交易對時，買賣方的成交電力按照交易申報電力比例進行分配。
(2)達成的交易從買賣雙方申報交易量中扣除，剩余的買方申報量再按可能的交易路徑將“電力-電價”折算到送端，與賣方剩余申報量進行價差配對。
(3)若買賣雙方之間的輸電通道達到輸電能力限值，視為相關買賣雙方交易結束，與通道相對應的賣方、買方報價從報價序列中刪除，但仍可以向其他區域市場主體買賣電。
(4)市場依次出清，直至買方或賣方申報電量全部成交，或買賣雙方價差為負，或輸電通道無可用空間，交易結束。每個送端省最后一筆成交電量買賣雙方報價的平均值為系統邊際電價，該省全部成交電量按照系統邊際電價結算。
第三十七條送端省調根據預計劃對可再生能源發電企業申報的發電能力進行安全校核，保證發電企業申報的交易電力意向滿足電網安全約束。
第三十八條受端省調根據預計劃對申報購電意向進行安全校核，保證聯絡線關口受入電力滿足電網安全運行要求。
第三十九條市場出清過程中，閉環考慮跨區域通道的可用輸電能力，市場出清結果滿足跨區域通道的輸送能力要求。
第四十條跨區域現貨交易集中出清后，各級調度機構按照各自調管范圍，對包含電力現貨交易出清結果的日前、日內發電計劃進行安全校核，并形成正式交易結果。
第四章日前現貨交易組織流程
第四十一條工作日09:30前，國家電力調度控制中心根據跨區域通道年度、月度交易電力曲線，制定下發跨區域通道次日96點預計劃。
第四十二條工作日10:00前，各調控分中心根據跨區域日前預計劃曲線、省間年度、月度交易電力曲線，以及直調電源發電電力曲線，制定下發省間聯絡線關口次日96點預計劃。
第四十三條工作日10:00前，可再生能源發電企業向送端省調申報次日96點發電能力。
第四十四條工作日10:30前，送端省調根據次日系統負荷預測、可再生能源發電能力預測、省間聯絡線計劃等信息，按照發電計劃編制規則和可再生能源富余電量界定標準，兼顧電力平衡、保障供熱和可再生能源消納需求，合理安排火電機組開機方式，編制下發網內機組日前預計劃，確定可再生能源發電企業次日參與跨省區日前電量交易的電力曲線。
第四十五條工作日11:00前，相應調度機構發布以下信息：
(1)次日可能的交易路徑;
(2)次日跨區域、跨省通道可用輸電能力;
(3)次日各省的負荷預測值。
第四十六條工作日11:30前，送端省調組織省內可再生能源發電企業完成日前現貨交易報價。省調對電廠報價進行合理性校驗和初步安全校核，確保發電企業申報的外送電量需求滿足省
內電網安全約束，整合成全省可再生能源外送總報價曲線，提交至國家電力調度控制中心。
第四十七條工作日11:30前，受端省調申報“電力-電價”購電曲線，并對申報購電電量進行合理性校驗和初步安全校核，保證電網能夠安全可靠受入。
第四十八條工作日12:00前，相關調控分中心對申報購售電電量進行區域內主網初步安全校核，保證電網能夠承載申報的電能交易。
第四十九條工作日14:00前，國家電力調度控制中心組織跨區域現貨交易集中出清，形成考慮通道安全約束和交易品種的聯合出清結果，將出清結果納入跨區域通道日前計劃，下發相應調度機構。
第五十條工作日15:00前，國調下發跨區域通道日前計劃，各調控分中心編制省間聯絡線計劃，經安全校核后下發各省調。
第五十一條工作日16:00前，送端省調接受上級調度機構日前計劃和跨省區日前現貨交易出清結果編制電廠次日發電計劃并下發執行。
第五十二條工作日16:00前，受端省調根據上級調度機構下發的聯絡線關口計劃，將跨省區日前現貨交易成交電力曲線納入省內平衡，編制省內機組發電計劃，經安全校核后下發執行。
第五十三條工作日16:30前，各級調度中心根據規定要求，公布交易出清結果。
第五章日內現貨交易組織流程
第六章第五十四條相應調度機構應發布并及時更新以下信息：
(1)跨區域通道可用輸電能力;
(2)區域內跨省等重要通道可用輸電能力;
(3)受端省可再生能源接納能力。
(4)安全校核的結果及其原因。
第五十五條T-60分鐘前(交易時段起始時刻為T，下同)，送端省調根據省內可再生能源發電企業申報，商相關調控分中心后向國調申報交易時段內的交易意愿電力曲線，包括電力、時段、送出跨區域通道等，進行合理性校驗和初步安全校核，保證電網能夠安全可靠送出。受端省調申報相應跨區域通道交易時段內的交易意愿電力曲線，包括電力、時段等，進行合理性校驗和初步安全校核，保證電網能夠安全可靠受入。
第五十六條T-30分鐘前，國家電力調度控制中心組織日內交易集中出清，形成考慮通道安全約束和交易品種的聯合出清結果，交易結果納入跨區域通道計劃下發。
第五十七條T-15分鐘前，各調控分中心根據跨區域通道交易結果，經安全校核后形成省間聯絡線關口計劃下發。
第五十八條T時刻之前，送端省調根據跨省區日內調整交易結果，修改發電計劃并下發;受端省調根據省間聯絡線關口計劃，相應調整省內機組發電計劃并下發。
第六章交易執行和偏差調整
第五十九條在跨區域通道能力充足時，按照以下次序安排跨區域通道日內計劃(優先級由高到低排序)：
(1)可再生能源跨區域中長期交易曲線;
(2)直流配套火電計劃曲線;
(3)火電跨區域中長期交易曲線(非配套);
(4)可再生能源跨區域日前現貨交易曲線;
(5)可再生能源跨區域日內現貨交易曲線。
當跨區域通道達到穩定限額，送端火電、水電已經降至最小技術出力，仍有可再生能源外送需求時，優先調減直流配套火電計劃，同步調減配套火電計劃，直至減至配套火電現有開機方式下的最小技術出力，調減電量后期滾動調整。同時，組織可再生能源跨區域現貨交易。
第六十條跨區域現貨交易計劃在送受端電網內優先執行，交易達成后原則上不隨送端電網可再生能源本地消納空間變化和可再生能源發電能力變化而調整。
第六十一條日內當省內可再生能源消納空間比日前預計增加時，按照日前計劃比例、考慮可再生能源電站實際發電能力，調用可再生能源電站增加出力，直至達到本省全部可再生能源電站的最大發電能力。在每日交易清算時，增發電量計入月度計劃、月內滾動調整，日前現貨交易電量不變。
第六十二條日內當省內可再生能源消納空間比日前預計減少時，按照日前計劃比例調減可再生能源電站出力，直至日前初始計劃減至零、僅剩現貨交易成分。在每日交易清算時，調減電量計入月度計劃、月內滾動調整，現貨交易電量不變。
第六十三條當參與電力現貨交易的可再生能源電站(電站A)的實際發電能力小于日前總發電計劃、大于現貨交易電力，少發電力由其它可再生能源電站(電站B)按照日前計劃比例增加出力補足，直至達到本省全部可再生能源電站的最大發電能力。在每日交易清算時，電站A和電站B的減發、增發電量分別計入月度計劃、月內滾動調整，現貨交易電量不變。
第六十四條當參與電力現貨交易的可再生能源電站(電站A)的實際發電能力小于現貨交易電力，少發電力由其它可再生能源電站(電站B)按照日前計劃比例增加出力補足，直至達到本省全部可再生能源電站的最大發電能力。少發部分相當于電站A按照標桿電價購買電站B幫其發電：
a.電站A與送端電網企業的結算電費=日前交易電量×日前價格+日內交易電量×日內價格-減發電量×標桿電價
b.電站B與送端電網企業的結算電費=增發電量×標桿電價
c.送端電網企業和受端購電主體的結算電量費用=日前交易電量×日前價格+日內交易電量×日內價格
第六十五條若送端省內可再生能源電站全部達到最大發電能力，需要調用火電機組增加出力滿足省內平衡時，若省內可再生能源總發電能力大于可再生能源日前現貨交易，維持省間聯
絡線計劃不變，增加省內火電機組出力;若省內可再生能源總發電能力小于可再生能源電力現貨交易，送端省調申請調減跨區域通道計劃中的可再生能源電力現貨交易成分。
第六十六條當跨區域通道故障等原因造成輸電能力下降，或者受端電網原因需要調減跨區域通道計劃時，國家電力調度控制中心需要統籌送端可再生能源外送、受端電力平衡等因素，按照以下原則修改跨區域通道計劃：
(1)優先調減直流配套火電計劃成分，同步調減配套火電計劃，直至減至配套火電現有開機方式下的最小技術出力，調減電量后期滾動調整。
(2)其次按照可再生能源日內交易、日前交易的次序依次調減跨區域通道計劃。送端省調分別按照日內和日前交易成交電力占比，調減可再生能源電站發電計劃?？稍偕茉纯鐓^域日前和日內交易電量直接調減。
(3)再次調減火電跨區域中長期交易成分，調減電量在交易周期內滾動調整。
(4)最后調減可再生能源跨區域中長期交易，調減電量月內滾動平衡。
第六十七條當火電外送中長期計劃和交易占用其他省份可再生能源外送通道時，若此時輸電通道受阻，按照可再生能源優先原則，可以滾動調整火電外送中長期計劃和交易曲線，調減
電量在交易(計劃)周期內滾動平衡。
第七章合同管理
第六十八條跨區域現貨交易合同以市場主體在報價前簽訂的電子承諾書和包含交易結果的電子交易單為依據，不再簽訂紙質合同。
第六十九條調度機構將簽訂的電子承諾書和電子交易單提供給交易機構，作為交易結算的依據。
第七十條市場主體在電力現貨交易報價前，應在系統中簽訂電子承諾書。
第七十一條電子承諾書內容包括買賣雙方的權利與義務、不可抗力、爭議解決、調整和違約、特別約定等。
第七十二條電子交易單內容包括：交易主體、交易時間、交易電量、交易電力、交易價格、輸電通道、輸電價格、交易計量、等交易信息。
第七十三條參與電力現貨交易的買賣雙方必須辦理經過國家認可的數字證書，并在數字證書中包含經過掃描的合同專用章圖片文件，對電子交易單進行加密處理。
第七十四條不可抗力相關條款：因不可抗力導致市場交易結果不能正常執行的，相關方可免除或延遲履行其義務。
因國家政策、法律法規變更或電力市場發生較大變化，導致售電方或購電方不能完成合同義務，各方應本著公平合理的原則盡快協商解決。
第七十五條以下事項屬于不可抗力，免于承擔違約責任：
(1)不能預見、不能避免并不能克服的客觀情況。包括：
火山爆發、龍卷風、海嘯、暴風雪、泥石流、山體滑坡、水災、
火災、來水達不到設計標準、超設計標準的地震、臺風、雷電、霧閃等，以及核輻射、戰爭、瘟疫、騷亂等。
(2)因電網安全約束、電網和外送發電企業出現重大設備事故及政府有關部門實施水庫調度造成的少送、少受、少輸電量，免除違約責任。
第八章交易結算
第七十六條跨區域現貨交易結算采用日清月結方式，調度機構每日將次日日前交易結果、前一日日內交易結果和交易實際執行情況等信息提供交易機構。
第七十七條跨區域通道實際輸送電量和計劃電量的偏差納入中長期交易計劃滾動調整。
第七十八條根據跨省區聯絡線輸電價格和線損率，分別折算出受端出清邊際價格和送端現貨交易電量。各類費用計算方法如下：
(1)各省參與跨省區現貨交易電廠的上網電費計算公式為：
上網電費=現貨交易電量(送端)×出清電價(送端)。
(2)受端電網跨區域通道落地側購電費用計算公式為：購電費用=現貨交易電量(受端)×折算后出清電價(受端，含輸電電價和線損折價)。
第九章信息發布
第七十九條按照信息保密要求和公開范圍，電力現貨交易系統上的市場信息可以分為公眾信息、公開信息、私有信息和交換信息四大類：
(1)公眾信息指電力監管機構批準下達后，通過電力現貨交易系統向社會公眾公布的信息，例如各類交易適用的法律、法規、電力行業規程、管理規定、電力交易工作流程等。
(2)公開信息指所有市場主體均可獲得的信息，例如跨區域跨省輸電價格、跨區域跨省輸電線損率、交易限價、出清價格、成交電量等。應保證市場主體可以在規定時間范圍內無歧視地獲得各類公開信息。
(3)私有信息指只有特定的市場主體及電力交易機構、電力調度機構才可獲得的信息，例如發電機組的機組特性參數、各市場主體的各類交易的成交電量及成交價格、各市場主體的申報電量和申報價格、結算信息等。應采取必要措施來保證市場主體可以按時獲得私有信息，并保證市場范圍內私有信息的保密性。
(4)交換信息是電力交易機構、電力調度機構之間為維持電力系統正常運行和電力市場正常運轉所交換的信息。只有電力交易機構、電力調度機構有權獲得交換信息。
第八十條按照信息的內容和主要用途，電力現貨交易系統上的市場信息可分為交易信息和市場運營信息兩大類。
(1)交易信息是指電力交易產生的信息，包括向市場主體發布的交易組織信息、交易結果信息、交易執行信息等。交易信息以私有信息和交換信息為主。
(2)市場運營信息是指按照市場運營規則，定期向市場主體發布的相關市場信息。市場運營信息以公眾和公開信息為主。
第八十一條跨區域現貨交易采用信息分級發布機制。國家電力調度控制中心負責向各級調度發布，省調負責向發電企業、電力用戶等市場主體發布，發布的信息應真實、準確、及時、完整，送受電地區信息發布內容相同。
第八十二條市場主體應當按照本規則的規定，配合提供市場運營所必須的信息或參數。并對所提供信息的正確性負責。
第八十三條為保證市場主體的信息安全，市場主體應按照各自的訪問權限對市場運營信息進行訪問，對于超出授權范圍的信息，由有關電力調度機構審核批準后提供。
第八十四條私有信息具有保密性，未經能源監管機構批準，市場主體和電力交易機構、電力調度機構不得向其他市場主體透露私有信息。
第八十五條電力交易、調度機構不得向其他市場主體透露交換信息。
第八十六條公開信息、私有信息和交換信息具有保密性，未經電力監管機構批準，市場主體不得向公眾透露這三類信息。
第八十七條泄密事件涉及權益當事人的，該當事人可向電力監管機構提出對泄密責任人的申訴。
第八十八條以下屬于例外情況：
(1)應司法、仲裁機構要求透露、使用或者復制該信息時。
(2)應法律、爭議解決程序、仲裁程序要求使用或復制該信息時。
第十章附則
第八十九條本規則由國家電力調度控制中心會同北京電力交易中心進行解釋。
第九十條本辦法自發布之日起施行，有效期1年。
為了緩解棄風、棄水、棄光的問題，國家電力調度控制中心和北京交易中心聯合開展國網區域內跨區域省間富?？稍偕茉措娏ΜF貨交易。
跨區域現貨交易定位為送端電網棄水、棄風、棄光電能的日前和日內現貨交易。當送端電網調節資源已經全部用盡，各類可再生能源外送交易全部落實的情況下，如果水電、風電、光伏仍有富余發電能力，預計產生的棄水、棄風、棄光電量可以參與跨區域現貨交易。
其中對于售電公司權利義務，公告中是這樣說的：
(1)參與跨區域現貨交易，簽訂和履行電力交易合同。市場初期可直接參與跨區域現貨交易，也可委托受電地區電網公司按照合同明確的報價原則、策略參與跨區域現貨交易，參與形式由市場主體自主決定。
(2)獲得公平的輸配電服務，擁有配電網的售電公司應向其他市場主體提供公平的輸配電服務。
(3)按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息。
原文件如下：
第一章總則
第一條為落實《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發[2015]9號)及配套文件精神，發揮市場配Z資源的決定性作用，充分利用國家電網公司經營區域內跨區域省間通道輸電能力，有效促進西南及三北地區可再生能源消納，緩解棄水、棄風、棄光問題，規范開展國家電網公司經營區域內跨區域省間可再生能源電力現貨交易(以下簡稱跨區域現貨交易)，制定本規則。
第二條跨區域現貨交易是指國家電力調度控制中心會同北京電力交易中心在國家電網公司經營區域內通過跨區域輸電通道，組織買方(含電網企業、電力用戶、售電企業)與賣方(水電、風電、光伏等可再生能源發電企業)，通過跨區域現貨市場技術支持系統開展的電力現貨交易。
第三條跨區域現貨交易定位為送端電網棄水、棄風、棄光電能的日前和日內現貨交易。當送端電網調節資源已經全部用盡，各類可再生能源外送交易全部落實的情況下，如果水電、風電、光伏仍有富余發電能力，預計產生的棄水、棄風、棄光電量可以參與跨區域現貨交易。
第四條跨區域現貨交易需要滿足送受端電網和跨省區通道安全約束，市場出清要閉環考慮電網安全約束條件，實現電網安全運行和市場有序運作的協調統一。
第五條參與跨區域現貨交易的全部為水電、風電和光伏等可再生能源發電企業，通過跨區域現貨交易，充分利用通道資源和全網調節能力，提高電網整體可再生能源消納水平。
第六條堅持市場化導向，買賣雙方自主自愿參與市場，根據市場成員報價的優先級順序，確定成交電量和成交電價，集中競價出清。堅持“公開、公平、公正”原則，確保市場運作規范透明。
第七條本規則適用于送受端本地現貨市場尚未建立，為緩解棄水、棄風、棄光問題，暫由國家電力調度控制中心組織開展的跨區域現貨交易。參與跨區域現貨交易的所有市場主體、電網企業調度機構必須遵守本規則。受端現貨市場建立后，按其規則執行。
第八條本規則中涉及電力的量綱為兆瓦，電量的量綱為兆瓦時，電價的量綱為元/兆瓦時。
第九條本規則中涉及的“日”指自然日，“工作日”是指不包含國家法定工休日和節假日的標準工作日。
第二章市場成員管理
第十條跨區域現貨交易市場主體包括
(1)賣方：送端電網內水電、風電和光伏等可再生能源發電企業。
(2)買方：受端電網企業、大用戶、售電公司和火電企業;初期受端電網企業可以代理電力用戶和售電公司參與。
(3)輸電方：電網企業。
第十一條市場主體準入條件
已在電力交易機構完成市場注冊手續后均可參加。
第十二條發電企業權利義務
(1)根據棄水棄風棄光電能界定標準，確定參與交易的發電能力，參與跨區域現貨交易，簽訂和履行電力交易合同。
(2)獲得公平的輸電服務和電網接入服務。
(3)執行并網調度協議，服從電力調度機構的統一調度，
保障電站(含分布式電源)涉網性能和電能質量達標合格，按規定提供輔助服務。
(4)按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息。
(5)其他法律法規所賦予的權利和義務。
第十三條電力用戶權利義務
(1)參與跨區域現貨交易，簽訂和履行電力交易合同。市場初期可直接參與跨區域現貨交易，也可委托電網公司按照合同明確的報價原則、策略參與跨區域現貨交易，參與形式由市場主體自主決定。
(2)獲得公平的輸配電服務和電網接入服務。
(3)按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息。
(4)服從電力調度機構的統一調度，在系統特殊運行狀況下(如事故、嚴重供不應求等)按調度要求安排用電。
(5)其他法律法規所賦予的權利和責任。
第十四條售電公司權利義務
(1)參與跨區域現貨交易，簽訂和履行電力交易合同。市場初期可直接參與跨區域現貨交易，也可委托受電地區電網公司按照合同明確的報價原則、策略參與跨區域現貨交易，參與形式由市場主體自主決定。
(2)獲得公平的輸配電服務，擁有配電網的售電公司應向其他市場主體提供公平的輸配電服務。
(3)按規定披露和提供信息，獲得市場交易和輸配電服務等相關信息。
(4)其他法律法規所賦予的權利和責任。
第十五條電網企業權利義務
(1)保障跨省區輸電通道等輸配電設施的安全穩定運行。
(2)為市場主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務，作為輸電方簽訂交易合同并嚴格履行。
(3)向市場主體提供報裝、計量、抄表、維修、收費等各類供電服務。
(4)按規定披露和提供信息。
(5)其他法律法規所賦予的權利和責任。
第十六條國家電力調度控制中心職責：
(1)負責建設、運行、維護和管理電力現貨交易技術支持系統，按市場規則組織跨區域現貨交易。
(2)保障電力系統統一調度，負責跨區聯絡線安全校核。
(3)負責向相關電力交易機構提供交易結果、執行情況等跨區域現貨交易結算所需信息。
第十七條北京電力交易中心職責：
(1)負責市場交易主體的注冊管理。
(2)負責提供電力交易結算依據及相關服務。
(3)其他法律法規所賦予的權利和責任。
第十八條省電力交易機構職責：
(1)配合做好市場交易主體注冊工作;
(2)配合做好電力交易結算有關工作。
第十九條送端省電力調度部門(送端省調)職責：
(1)負責組織可再生能源發電企業報價。
(2)負責省內電網安全校核和合同簽訂。
(3)負責跨區域現貨交易結果在發電側的執行。
(4)負責向電力交易機構提供交易結果、執行情況等結算所需信息。
第二十條受端省電力調度部門(受端省調)職責：
(1)負責組織省內大用戶、售電公司報價。
(2)負責根據省內消納能力，代表電網企業參與跨區域現貨交易報價，或者按照委托合同確定的購電報價策略參與跨區域現貨交易報價。
(3)負責省內電網安全校核和合同簽訂。
(4)負責跨區域現貨交易結果在用戶側的執行。
(5)負責向電力交易機構提供交易結果、執行情況等結算所需信息。
第二十一條市場主體在電力交易平臺上注冊后即可參與跨區域現貨交易。已經完成注冊的市場主體不需再為參與跨區域現貨交易單獨注冊。
第二十二條已注冊的市場主體，其注冊信息變更、注銷按照北京電力交易中心相關規定執行。
第二十三條市場主體資格注銷后，停止其在跨區域現貨交易中的所有交易活動。
第三章交易組織
第二十四條跨區域現貨交易主要用于組織考慮省內消納能力和可再生能源中長期交易之后的富余可再生能源外送交易。
第二十五條日前現貨交易按日組織，每個工作日組織次日96個時段(00:15～24:00，15分鐘為一個時段)的日前交易。節假日前，根據節日期間調度計劃工作需要，可集中組織節日期間的多日交易。
第二十六條日內現貨交易按五個交易段(0:15-8：00、8:15-12：00、12:15-16：00、16:15-20：00、20:15-24：00)組織。
第二十七條可再生能源發電企業應根據棄水棄風棄光電能界定標準，根據其富余發電能力，直接在各省跨區域現貨交易系統中報價。
第二十八條受端市場主體可直接向省調報價或直接在各省跨區域現貨交易系統中報價。
第二十九條日前現貨交易買方、賣方分別申報每一時段(15分鐘)的“電力-電價”曲線，申報電價的最小單位是10元/兆瓦時，電力的最小單位是1兆瓦。賣方申報上網電價，買方申報落地電價。
第三十條日內現貨交易買方、賣方提前一天申報次日日內交易報價，只申報價格，電力在日內申報，申報電價的最小單位是10元/兆瓦時，電力的最小單位是1兆瓦。市場初期日內交易可以不報價，采取日前出清電價，日內每一時段(15分鐘為一個時段)的交易電價為對應時段的日前交易出清電價，若無對應日前交易出清電價，則采用距該時段最近的前側時段日前交易出清電價。日內現貨交易買方、賣方在日內僅申報交易意向電力。
第三十一條按照最優交易路徑(輸電費用最低)確定唯一的輸電電價。
第三十二條買方按照交易路徑承擔輸電電價和線損折價，輸電電價和線損率按政府價格主管部門核定標準或備案標準執行。
第三十三條跨區域現貨交易送端交易關口設在送端換流站換流變交流側，受端交易關口設在受端換流站換流變交流側。涉及省間交流聯絡線的現貨交易關口與中長期交易關口設置保持一致。
第三十四條相關電網公司與發電企業的交易關口在雙方產權分界點處。
第三十五條將買方申報的“電力-電價”曲線按照可能的最優交易路徑、輸電電價和通道線損率，分別折算到送端交易關口。
第三十六條跨區域現貨交易采用考慮通道安全約束的集中競價出清機制，按時段出清：
(1)按照高低匹配的方式，將賣方報價按照從低到高排序，將按照可能的交易路徑折算到送端的買方報價按照從高到低的順序排序，報價最低的賣方和報價最高的買方優先成交，按照買賣雙方報價價差遞減的原則依次出清。存在價差相同的多個交易對時，買賣方的成交電力按照交易申報電力比例進行分配。
(2)達成的交易從買賣雙方申報交易量中扣除，剩余的買方申報量再按可能的交易路徑將“電力-電價”折算到送端，與賣方剩余申報量進行價差配對。
(3)若買賣雙方之間的輸電通道達到輸電能力限值，視為相關買賣雙方交易結束，與通道相對應的賣方、買方報價從報價序列中刪除，但仍可以向其他區域市場主體買賣電。
(4)市場依次出清，直至買方或賣方申報電量全部成交，或買賣雙方價差為負，或輸電通道無可用空間，交易結束。每個送端省最后一筆成交電量買賣雙方報價的平均值為系統邊際電價，該省全部成交電量按照系統邊際電價結算。
第三十七條送端省調根據預計劃對可再生能源發電企業申報的發電能力進行安全校核，保證發電企業申報的交易電力意向滿足電網安全約束。
第三十八條受端省調根據預計劃對申報購電意向進行安全校核，保證聯絡線關口受入電力滿足電網安全運行要求。
第三十九條市場出清過程中，閉環考慮跨區域通道的可用輸電能力，市場出清結果滿足跨區域通道的輸送能力要求。
第四十條跨區域現貨交易集中出清后，各級調度機構按照各自調管范圍，對包含電力現貨交易出清結果的日前、日內發電計劃進行安全校核，并形成正式交易結果。
第四章日前現貨交易組織流程
第四十一條工作日09:30前，國家電力調度控制中心根據跨區域通道年度、月度交易電力曲線，制定下發跨區域通道次日96點預計劃。
第四十二條工作日10:00前，各調控分中心根據跨區域日前預計劃曲線、省間年度、月度交易電力曲線，以及直調電源發電電力曲線，制定下發省間聯絡線關口次日96點預計劃。
第四十三條工作日10:00前，可再生能源發電企業向送端省調申報次日96點發電能力。
第四十四條工作日10:30前，送端省調根據次日系統負荷預測、可再生能源發電能力預測、省間聯絡線計劃等信息，按照發電計劃編制規則和可再生能源富余電量界定標準，兼顧電力平衡、保障供熱和可再生能源消納需求，合理安排火電機組開機方式，編制下發網內機組日前預計劃，確定可再生能源發電企業次日參與跨省區日前電量交易的電力曲線。
第四十五條工作日11:00前，相應調度機構發布以下信息：
(1)次日可能的交易路徑;
(2)次日跨區域、跨省通道可用輸電能力;
(3)次日各省的負荷預測值。
第四十六條工作日11:30前，送端省調組織省內可再生能源發電企業完成日前現貨交易報價。省調對電廠報價進行合理性校驗和初步安全校核，確保發電企業申報的外送電量需求滿足省
內電網安全約束，整合成全省可再生能源外送總報價曲線，提交至國家電力調度控制中心。
第四十七條工作日11:30前，受端省調申報“電力-電價”購電曲線，并對申報購電電量進行合理性校驗和初步安全校核，保證電網能夠安全可靠受入。
第四十八條工作日12:00前，相關調控分中心對申報購售電電量進行區域內主網初步安全校核，保證電網能夠承載申報的電能交易。
第四十九條工作日14:00前，國家電力調度控制中心組織跨區域現貨交易集中出清，形成考慮通道安全約束和交易品種的聯合出清結果，將出清結果納入跨區域通道日前計劃，下發相應調度機構。
第五十條工作日15:00前，國調下發跨區域通道日前計劃，各調控分中心編制省間聯絡線計劃，經安全校核后下發各省調。
第五十一條工作日16:00前，送端省調接受上級調度機構日前計劃和跨省區日前現貨交易出清結果編制電廠次日發電計劃并下發執行。
第五十二條工作日16:00前，受端省調根據上級調度機構下發的聯絡線關口計劃，將跨省區日前現貨交易成交電力曲線納入省內平衡，編制省內機組發電計劃，經安全校核后下發執行。
第五十三條工作日16:30前，各級調度中心根據規定要求，公布交易出清結果。
第五章日內現貨交易組織流程
第六章第五十四條相應調度機構應發布并及時更新以下信息：
(1)跨區域通道可用輸電能力;
(2)區域內跨省等重要通道可用輸電能力;
(3)受端省可再生能源接納能力。
(4)安全校核的結果及其原因。
第五十五條T-60分鐘前(交易時段起始時刻為T，下同)，送端省調根據省內可再生能源發電企業申報，商相關調控分中心后向國調申報交易時段內的交易意愿電力曲線，包括電力、時段、送出跨區域通道等，進行合理性校驗和初步安全校核，保證電網能夠安全可靠送出。受端省調申報相應跨區域通道交易時段內的交易意愿電力曲線，包括電力、時段等，進行合理性校驗和初步安全校核，保證電網能夠安全可靠受入。
第五十六條T-30分鐘前，國家電力調度控制中心組織日內交易集中出清，形成考慮通道安全約束和交易品種的聯合出清結果，交易結果納入跨區域通道計劃下發。
第五十七條T-15分鐘前，各調控分中心根據跨區域通道交易結果，經安全校核后形成省間聯絡線關口計劃下發。
第五十八條T時刻之前，送端省調根據跨省區日內調整交易結果，修改發電計劃并下發;受端省調根據省間聯絡線關口計劃，相應調整省內機組發電計劃并下發。
第六章交易執行和偏差調整
第五十九條在跨區域通道能力充足時，按照以下次序安排跨區域通道日內計劃(優先級由高到低排序)：
(1)可再生能源跨區域中長期交易曲線;
(2)直流配套火電計劃曲線;
(3)火電跨區域中長期交易曲線(非配套);
(4)可再生能源跨區域日前現貨交易曲線;
(5)可再生能源跨區域日內現貨交易曲線。
當跨區域通道達到穩定限額，送端火電、水電已經降至最小技術出力，仍有可再生能源外送需求時，優先調減直流配套火電計劃，同步調減配套火電計劃，直至減至配套火電現有開機方式下的最小技術出力，調減電量后期滾動調整。同時，組織可再生能源跨區域現貨交易。
第六十條跨區域現貨交易計劃在送受端電網內優先執行，交易達成后原則上不隨送端電網可再生能源本地消納空間變化和可再生能源發電能力變化而調整。
第六十一條日內當省內可再生能源消納空間比日前預計增加時，按照日前計劃比例、考慮可再生能源電站實際發電能力，調用可再生能源電站增加出力，直至達到本省全部可再生能源電站的最大發電能力。在每日交易清算時，增發電量計入月度計劃、月內滾動調整，日前現貨交易電量不變。
第六十二條日內當省內可再生能源消納空間比日前預計減少時，按照日前計劃比例調減可再生能源電站出力，直至日前初始計劃減至零、僅剩現貨交易成分。在每日交易清算時，調減電量計入月度計劃、月內滾動調整，現貨交易電量不變。
第六十三條當參與電力現貨交易的可再生能源電站(電站A)的實際發電能力小于日前總發電計劃、大于現貨交易電力，少發電力由其它可再生能源電站(電站B)按照日前計劃比例增加出力補足，直至達到本省全部可再生能源電站的最大發電能力。在每日交易清算時，電站A和電站B的減發、增發電量分別計入月度計劃、月內滾動調整，現貨交易電量不變。
第六十四條當參與電力現貨交易的可再生能源電站(電站A)的實際發電能力小于現貨交易電力，少發電力由其它可再生能源電站(電站B)按照日前計劃比例增加出力補足，直至達到本省全部可再生能源電站的最大發電能力。少發部分相當于電站A按照標桿電價購買電站B幫其發電：
a.電站A與送端電網企業的結算電費=日前交易電量×日前價格+日內交易電量×日內價格-減發電量×標桿電價
b.電站B與送端電網企業的結算電費=增發電量×標桿電價
c.送端電網企業和受端購電主體的結算電量費用=日前交易電量×日前價格+日內交易電量×日內價格
第六十五條若送端省內可再生能源電站全部達到最大發電能力，需要調用火電機組增加出力滿足省內平衡時，若省內可再生能源總發電能力大于可再生能源日前現貨交易，維持省間聯
絡線計劃不變，增加省內火電機組出力;若省內可再生能源總發電能力小于可再生能源電力現貨交易，送端省調申請調減跨區域通道計劃中的可再生能源電力現貨交易成分。
第六十六條當跨區域通道故障等原因造成輸電能力下降，或者受端電網原因需要調減跨區域通道計劃時，國家電力調度控制中心需要統籌送端可再生能源外送、受端電力平衡等因素，按照以下原則修改跨區域通道計劃：
(1)優先調減直流配套火電計劃成分，同步調減配套火電計劃，直至減至配套火電現有開機方式下的最小技術出力，調減電量后期滾動調整。
(2)其次按照可再生能源日內交易、日前交易的次序依次調減跨區域通道計劃。送端省調分別按照日內和日前交易成交電力占比，調減可再生能源電站發電計劃?？稍偕茉纯鐓^域日前和日內交易電量直接調減。
(3)再次調減火電跨區域中長期交易成分，調減電量在交易周期內滾動調整。
(4)最后調減可再生能源跨區域中長期交易，調減電量月內滾動平衡。
第六十七條當火電外送中長期計劃和交易占用其他省份可再生能源外送通道時，若此時輸電通道受阻，按照可再生能源優先原則，可以滾動調整火電外送中長期計劃和交易曲線，調減
電量在交易(計劃)周期內滾動平衡。
第七章合同管理
第六十八條跨區域現貨交易合同以市場主體在報價前簽訂的電子承諾書和包含交易結果的電子交易單為依據，不再簽訂紙質合同。
第六十九條調度機構將簽訂的電子承諾書和電子交易單提供給交易機構，作為交易結算的依據。
第七十條市場主體在電力現貨交易報價前，應在系統中簽訂電子承諾書。
第七十一條電子承諾書內容包括買賣雙方的權利與義務、不可抗力、爭議解決、調整和違約、特別約定等。
第七十二條電子交易單內容包括：交易主體、交易時間、交易電量、交易電力、交易價格、輸電通道、輸電價格、交易計量、等交易信息。
第七十三條參與電力現貨交易的買賣雙方必須辦理經過國家認可的數字證書，并在數字證書中包含經過掃描的合同專用章圖片文件，對電子交易單進行加密處理。
第七十四條不可抗力相關條款：因不可抗力導致市場交易結果不能正常執行的，相關方可免除或延遲履行其義務。
因國家政策、法律法規變更或電力市場發生較大變化，導致售電方或購電方不能完成合同義務，各方應本著公平合理的原則盡快協商解決。
第七十五條以下事項屬于不可抗力，免于承擔違約責任：
(1)不能預見、不能避免并不能克服的客觀情況。包括：
火山爆發、龍卷風、海嘯、暴風雪、泥石流、山體滑坡、水災、
火災、來水達不到設計標準、超設計標準的地震、臺風、雷電、霧閃等，以及核輻射、戰爭、瘟疫、騷亂等。
(2)因電網安全約束、電網和外送發電企業出現重大設備事故及政府有關部門實施水庫調度造成的少送、少受、少輸電量，免除違約責任。
第八章交易結算
第七十六條跨區域現貨交易結算采用日清月結方式，調度機構每日將次日日前交易結果、前一日日內交易結果和交易實際執行情況等信息提供交易機構。
第七十七條跨區域通道實際輸送電量和計劃電量的偏差納入中長期交易計劃滾動調整。
第七十八條根據跨省區聯絡線輸電價格和線損率，分別折算出受端出清邊際價格和送端現貨交易電量。各類費用計算方法如下：
(1)各省參與跨省區現貨交易電廠的上網電費計算公式為：
上網電費=現貨交易電量(送端)×出清電價(送端)。
(2)受端電網跨區域通道落地側購電費用計算公式為：購電費用=現貨交易電量(受端)×折算后出清電價(受端，含輸電電價和線損折價)。
第九章信息發布
第七十九條按照信息保密要求和公開范圍，電力現貨交易系統上的市場信息可以分為公眾信息、公開信息、私有信息和交換信息四大類：
(1)公眾信息指電力監管機構批準下達后，通過電力現貨交易系統向社會公眾公布的信息，例如各類交易適用的法律、法規、電力行業規程、管理規定、電力交易工作流程等。
(2)公開信息指所有市場主體均可獲得的信息，例如跨區域跨省輸電價格、跨區域跨省輸電線損率、交易限價、出清價格、成交電量等。應保證市場主體可以在規定時間范圍內無歧視地獲得各類公開信息。
(3)私有信息指只有特定的市場主體及電力交易機構、電力調度機構才可獲得的信息，例如發電機組的機組特性參數、各市場主體的各類交易的成交電量及成交價格、各市場主體的申報電量和申報價格、結算信息等。應采取必要措施來保證市場主體可以按時獲得私有信息，并保證市場范圍內私有信息的保密性。
(4)交換信息是電力交易機構、電力調度機構之間為維持電力系統正常運行和電力市場正常運轉所交換的信息。只有電力交易機構、電力調度機構有權獲得交換信息。
第八十條按照信息的內容和主要用途，電力現貨交易系統上的市場信息可分為交易信息和市場運營信息兩大類。
(1)交易信息是指電力交易產生的信息，包括向市場主體發布的交易組織信息、交易結果信息、交易執行信息等。交易信息以私有信息和交換信息為主。
(2)市場運營信息是指按照市場運營規則，定期向市場主體發布的相關市場信息。市場運營信息以公眾和公開信息為主。
第八十一條跨區域現貨交易采用信息分級發布機制。國家電力調度控制中心負責向各級調度發布，省調負責向發電企業、電力用戶等市場主體發布，發布的信息應真實、準確、及時、完整，送受電地區信息發布內容相同。
第八十二條市場主體應當按照本規則的規定，配合提供市場運營所必須的信息或參數。并對所提供信息的正確性負責。
第八十三條為保證市場主體的信息安全，市場主體應按照各自的訪問權限對市場運營信息進行訪問，對于超出授權范圍的信息，由有關電力調度機構審核批準后提供。
第八十四條私有信息具有保密性，未經能源監管機構批準，市場主體和電力交易機構、電力調度機構不得向其他市場主體透露私有信息。
第八十五條電力交易、調度機構不得向其他市場主體透露交換信息。
第八十六條公開信息、私有信息和交換信息具有保密性，未經電力監管機構批準，市場主體不得向公眾透露這三類信息。
第八十七條泄密事件涉及權益當事人的，該當事人可向電力監管機構提出對泄密責任人的申訴。
第八十八條以下屬于例外情況：
(1)應司法、仲裁機構要求透露、使用或者復制該信息時。
(2)應法律、爭議解決程序、仲裁程序要求使用或復制該信息時。
第十章附則
第八十九條本規則由國家電力調度控制中心會同北京電力交易中心進行解釋。
第九十條本辦法自發布之日起施行，有效期1年。
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