贵州省电力市场交易规则（试行）
第一章总则
第一条根据《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）及其配套文件和有关法律、行政法规，按国家能源局有关要求，为规范贵州省电力市场交易秩序，保证贵州电力系统安全稳定运行，实现电力交易的公开、公平、公正，促进电力市场健康、有序发展，结合贵州省实际，制定本规则。
第二条电力市场成员应严格遵守市场交易规则，主动接受监督管理，严格履行各项义务和职责，遵章守纪、诚信经营。不得操纵市场价格，不得损害其他市场主体的合法利益，切实维护电力市场秩序。任何单位和个人不得非法干预市场正常交易。
第三条电力市场交易是指已在贵州电力交易中心（以下简称“电力交易中心”）注册的市场主体，通过自主协商、集中竞价、挂牌交易等市场化方式开展的交易。各类市场主体均应满足国家及省节能环保要求，符合产业政策。
第四条国家能源局贵州监管办公室和省有关部门根据职能依法履行电力市场监管职责，对电力市场和电力交易及电力市场成员实施监管，可以派员参加贵州省电力市场管理委员会（以下简称“市场管理委员会”）有关会议并对市场管理委员会审议结果行使否决权。
第二章市场成员
第五条市场成员包括在贵州参与市场交易的市场主体和市场运营机构。市场主体指发电企业、售电企业（含配售电企业）、电力用户、电网企业（含供电企业）等。其中，电网企业指运营和维护输配电资产的输配电服务企业。市场运营机构包括电力交易中心和电力调度机构。
第六条为电力市场交易提供输配电服务的电网企业应在电力交易中心注册成为市场主体。进入省级政府准入目录的发电企业、电力用户和售电企业应到交易中心注册成为市场交易主体。
参加市场交易的电力用户、售电企业、发电企业，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。内部核算的电力用户、发电企业经法人单位授权可以参与相应的电力交易。
发电企业、电力用户及售电企业的准入由贵州省政府相关部门另行制定。
第七条不符合准入条件的电力用户、符合准入条件但未在电力交易中心注册的电力用户，其用电价格按国家目录电价执行。
第八条市场主体应按规定向电力交易中心缴纳相关费用，主要包括注册费、年费、交易手续费。第九条市场主体的权利和义务
（一）发电企业
按规则参与电力市场交易，签订和严格履行购售电合同、输配电服务合同；享有公平的输电服务和电网接入服务；严格执行并网调度协议，服从电力调度机构统一调度，按规定提供辅助服务，维护电网安全稳定运行；按规定披露和提供信息，享有市场交易和输配电服务等相关信息。
（二）电力用户
按规则参与电力市场交易，签订和严格履行购售电合同、输配电服务合同；享有公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付电费（购电费、输配电费、政府性基金及附加）；按规定披露和提供信息，享有市场交易相关信息；服从电力调度机构的统一调度。
（三）售电企业
按规则参与电力市场交易，签订和严格履行购售电合同、输配电服务合同；享有公平的输配电服务，按规定支付电费；按规定披露和提供信息，享有市场交易相关信息；其他法律法规赋予的权利和责任。
（四）电网企业
按规则参与电力市场交易，签订和严格履行输配电合同；保障输配电设施的安全稳定运行；无歧视向售电企业及其用户提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务，按约定履行保底供应商义务；按规定收取输配电费，在交易中心组建初期，维持电网企业提供结算服务的方式不变；按规定披露和提供信息；法律法规赋予的其他权利和责任，如对欠费用户按规定实施停限电措施、对违约用户收取违约金等。
第十条市场运营机构及市场管理委员会的权利和义务：
（一）电力交易机构
在能源监管机构及有关部门的指导下拟定电力市场运营细则及实施办法；按规定组织和管理各类电力市场交易；编制年度和月度市场交易计划；负责市场交易主体的注册管理；根据交易结果和执行结果，出具电量电费、辅助服务费及输配电服务费等结算凭证，并按规定承担结算职能；监测和分析市场运行情况；经授权在特定情况下干预市场；建设、运营和维护电力交易技术支持系统；按规定披露和发布信息；按规定向市场成员收取相关费用，主要包括注册费、年费、交易手续费；对市场主体进行相关培训。
（二）电力调度机构
负责安全校核和阻塞管理；按调度规程实施电力调度，负责电力系统电力电量平衡，确保电网安全；向电力交易中心提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易中心履行市场运营职能，在组织各类市场交易前，按规定及时向电力交易中心提供关键通道输电能力、关键设备检修计划等电网相关信息；合理安排电网运行方式，保障电力交易结果的执行；经授权按规定暂停执行市场交易结果；按规定披露和提供电网运行的相关信息。
（三）市场管理委员会
审议电力交易中心章程、交易和运营规则；确定电力市场交易电量规模并报政府相关部门批准；研究提出电力市场建议,参与起草或修订电力市场方案设计；讨论涉及市场主体利益的重要事项，听取市场主体诉求，提出合理意见建议；监督贵州电力交易中心的合规性和运营效率；及时反映电力市场运营和交易规则执行中出现的异常情况，并协调相关重大事项。
第三章市场交易合同、交易品种、周期和方式
第十一条按照国家已出台的相关合同示范文本及有关规定，电力交易中心可制定统一的、约定在将来某一特定的时间和地点交割电能量商品的标准化合约，分为直接交易购售电合同、输配电服务合同、合同电量转让交易合同、跨省跨区交易合同等。市场主体按照自主自愿原则，可对交易合同相关条款进行修改或补充，达成一致意见后形成交易合同。
第十二条市场主体签订市场化交易合同应在生效前的个工作日到电力交易中心登记。交易合同应至少包括以下主要内容：交易的市场主体名称及地址、用电性质、用电容量、履行期限、合同电量及分解电量计划、计量方式、交易价格（可为分时交易价格）、结算方式、违约责任等。对于没有约定或者约定不明确的，以电网企业供电设施的产权分界处为履行地点。
交易合同签订后，电力交易中心应分别报国家能源局贵州监管办公室、贵州省发展和改革委员会、贵州省经济和信息化委员会、贵州省能源局备案。
第十三条市场主体应当遵循诚实信用原则，根据合同的性质、目的和交易习惯履行通知、协助、保密等义务。合同生效后，合同内容没有约定或者约定不明确的，在不影响已执行合同的前提下，可以通过协议补充，并在合同补充协议生效前5 个工作日提交电力交易中心。
第十四条电力交易品种包括电力直接交易、合同电量转让交易和跨省跨区交易等。
（一）直接交易指电力用户、售电企业和发电企业按照自愿参与、自主协商的原则直接进行的购售电交易，电网企业按规定提供输配电服务。
（二）合同电量转让交易是指在不影响电力消费者利益的前提下，通过市场化交易方式实现市场主体之间合同电量的有偿出让和买入。
（三）跨省跨区交易指以市场化交易方式与周边省份的电力交易。政府框架协议外的跨省跨区交易可由电网企业或发电企业与购电方直接签订交易合同，开展交易。第十五条市场化交易主要采取双边协商、集中竞价和挂牌交易等方式进行。
（一）双边协商交易。市场主体自主协商交易电量（电力）、电价，达成一致意见后形成交易意向协议，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。
（二）集中竞价交易。市场主体通过电力交易平台集中申报需求和价格，由系统按照申报价格排序原则进行交易匹配，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。
（三）挂牌交易。市场主体按规定将电量和价格等交易信息通过电力交易平台对外挂牌，由满足需求的一方摘牌，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。
第十六条各类交易品种可以按多年、年、季、月交易周期开展，具备条件后可按周、日前及日内组织交易。
第四章交易价格
第十七条市场交易价格是由市场交易主体通过自愿协商、集中竞价、挂牌等市场化方式成交的价格，非因法定事由，不受第三方干预。
第十八条电力直接交易市场主体结算价格
（一）电力用户、售电企业购电价格（结算价格）由市场交易价格、输配电价和政府性基金及附加组成。
（二）发电企业售电价格由市场交易价格和国家规定收取的相关费用组成。
（三）电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费。
（四）政府性基金及附加按国家规定标准执行。
第十九条参与市场化交易的电力用户应按照无功就地补偿原则，确保功率因数达到要求。功率因数考核执行国家规定。
第二十条合同执行期间，遇有国家调整输配电价、政府性基金及附加，电力用户购电价格相应调整。第二十一条市场交易主体交易报价每千瓦时申报最小单位为0.01 分。
第五章交易组织
第二十二条开展年度交易时遵循以下顺序：首先确定政府间协议的跨省跨区电量合同，其次确定计划电量合同，再次开展年度双边协商交易，最后开展集中竞价交易或挂牌交易。
开展月度交易时遵循以下顺序：在年度合同分解到月的基础上，首先开展月度双边交易，其次开展月度集中竞价交易或挂牌交易。
第二十三条参加市场化交易的用电企业以全部工业用电量参与电力市场交易，若用电企业同时参加多种交易，以合同签订时间先后顺序优先结算。
第二十四条若用电企业同时与多家发电企业签订市场化交易合同，在双边协商和集中竞价交易履行过程中存在偏差的，以签订的合同电量比例分摊相应发电企业的市场交易电量，在挂牌交易中以摘牌时间先后顺序确定市场交易电量。
第二十五条每年11 月10 日前，电力交易中心综合考虑用电形势、发供电计划和上年实际，拟定次年电力交易方案报市场管理委员会，交易方案包括次年开展交易的交易规模、交易品种、交易周期、交易方式、交易次数、交易时间及交易约束条件等。每年11 月20 日前，市场管理委员会将次年电力市场交易规模报贵州省经济和信息化委员会备案，并向社会公布。
第二十六条电力交易中心根据贵州省经济和信息化委员会备案的方案，制定交易工作计划，并根据交易执行情况对交易工作计划进行动态调整。
第二十七条按照交易约束条件，电力交易中心公示可参加交易的市场主体、接入的电网电压等级及对应的输配电价和政府性基金及附加，次年关键输电通道剩余可用输送能力、直接交易电量需求预测、跨省跨区交易电量需求预测、各机组剩余可发电量上限以及交易主体的履约、信用等信息。
第二十八条双边协商交易
（一）电力交易中心发布双边协商交易公告。
（二）由市场主体自主寻找交易对象、自行协商，在自愿、互利的基础上，形成双方交易意向协议，并在规定时间内，通过电力交易平台向电力交易中心提交合同意向协议书进行交易登记。
（三）电力交易中心对交易意向协议进行汇总，按照备案的交易方案和电力调度机构提供的相关信息对符合条件的交易意向进行梳理和预审，形成无约束交易结果，提交相关电力调度机构进行安全校核。
（四）电力调度机构对电力交易中心提供的无约束交易结果进行安全校核和阻塞管理，电力调度机构应在规定时间内完成安全校核并反馈至电力交易中心。
（五）交易结果经校核后，由电力交易中心审核并发布。
（六）市场主体根据交易结果在规定时间内完成交易合同签订，并将交易合同提交电力交易中心备案。
第二十九条集中竞价交易本条仅适用于电力直接交易，跨省跨区集中竞价交易规则另行制定，合同电量转让主要通过双边协商和挂牌方式开展。
（一）根据发用电形势、来水情况、已签订交易合同履行情况等，研究确定是否开展集中竞价交易。确定开展集中竞价交易的，电力交易中心应在集中竞价交易开市前5 个工作日发布交易公告，明确交易规模以及开市、闭市时间。
（二）已签订的市场交易合同连续2 个月履约率低于60％的市场主体原则上不得参与集中竞价交易；欠电费1 个月及以上的电力用户（除已签订还款协议并达成一致的）不得参与集中竞价交易。
（三）符合条件的市场主体通过技术支持系统申报交易电量、电价，以申报截止前最后一次申报作为最终申报数据。电力用户申报价格为电量电价，用户申报电价扣除对应电压等级输配电价和政府性基金及附加后（下称“用户申报折算价格”）作为报价排序依据。
（四）申报截止后，电力交易中心对申报数据进行汇总，按照“价格优先原则”对发电企业申报价格由低到高排序，用户申报折算价格由高到低排序。按照“发电企业申报价格由低到高及用户申报折算价格由高到低”的原则进行匹配，最低报价的发电企业与最高报价的用户匹配，依次类推直至匹配电量达到公布的集中竞价交易电量规模或者一方可成交的电量全部匹配完。
（五）成交价格为用户申报折算价格与卖方报价的平均值。
（六）如用户申报折算价格低于卖方报价则不成交。
（七）申报价格相同时，以申报电量多者优先，申报价格和电量均相同时，以申报时间早者优先。发电企业只能申报一个电量、电价。用户针对同一电压等级只能申报一个电量、电价。对同一发电企业申报电量占集中竞价总规模的比例由具体的实施细则规定。
（八）电力交易中心根据上述原则形成最终的交易匹配对，交由电力调度机构进行安全校核。根据安全校核结果，电力交易中心汇总公布集中竞价交易结果。
（九）若安全校核未通过，对未通过校核的电量根据安全校核和阻塞管理结果扣减相应用户和发电企业的申报电
量，按上述竞价原则重新匹配，直至满足安全校核和阻塞管理要求。
第三十条挂牌交易
（一）电力交易中心向相关市场主体发布挂牌交易公告，以及交易合同事项。
（二）挂牌交易启动后，参与挂牌交易的摘牌方（发电企业、售电企业或用户）进行摘牌，并按照摘牌申报时间依序形成预成交合同。
（三）电力交易中心对摘牌意向进行汇总，按照批准的交易方案和电力调度机构提供的相关信息对符合条件的摘牌意向进行匹配，形成无约束交易结果。
（四）电力调度机构对电力交易中心提供的无约束交易结果进行安全校核和阻塞管理，在规定时间内将校核结果反馈至电力交易中心。
（五）交易结果经校核后，由电力交易中心审核发布后预成交合同生效，预成交合同等同交易合同。
第三十一条在电力交易中心未组织交易的时间内，交易主体不得签订或调整交易合同。交易主体签订或调整交易合同时，不得影响已执行的交易合同。
第六章安全校核与交易执行
第三十二条电力调度机构负责市场化交易电量的安全校核工作。安全校核包括通道阻塞管理。
第三十三条电力调度机构应在开展市场交易品种前按
第五十三条要求披露相关信息。
第三十四条电力调度机构根据电力交易中心提供的无约束交易初始结果进行安全校核，形成约束交易电量。对不满足安全校核的结果，应说明约束原因并提出调整建议。
第三十五条电力调度机构在收到电力交易中心提交的无约束交易计划后开展安全校核工作，年度交易计划原则上应在10 个工作日内完成，季度交易计划原则上应在5 个工作日内完成，月度交易计划原则上应在3 个工作日内完成。
第三十六条电力交易中心根据安全校核结果，及时发布交易结果。
第三十七条当电力系统发生紧急情况时，电力调度机构为确保电网安全而调整市场化交易计划时，应在事后向国家能源局贵州监管办公室和省经济和信息化委员会等部门书面报告并备案（可按月集中书面报告，紧急情况随时报告）。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。
第三十八条电力交易中心根据市场交易主体成交结果，按时编制月度交易计划。
第三十九条电力调度机构负责执行月度交易计划；电力交易中心跟踪和公布交易计划执行进度。
第七章计量与结算
第四十条电网企业应无歧视向售电主体及其用户提供计量、抄表和结算等服务。
第四十一条市场主体或电网企业应根据电力市场结算要求，安装具备远程抄表和分时计量等功能且符合国家或行业标准的电能计量装置，由电能计量检测机构检定后投入使用。
（一）合同的电能计量装置、电能计量装置校验要求和计量装置异常处理办法按发电企业、电力用户、售电企业与所在电网企业的约定执行。
（二）参与电力市场交易的发电机组上网关口的计量点、电力用户购电关口的计量点，原则上设在与电网企业的产权分界点，并按照关口计量点记录的电量数据进行结算。
第四十二条用户结算价格由约定价格或交易成交价格、输配电价、政府性基金及附加构成。两部制电价用户基本电价按规定执行。
第四十三条交易结算电量原则上实行月度或周结算，以交易合同明确的结算方式进行结算。同时电力用户根据实际用电量，按照国家规定缴纳的政府性基金和附加等标准缴纳相关费用。
第四十四条建立与完善合同偏差电量结算机制，发电企业和电力用户的合同偏差分开结算。
目前暂以滚动调整方式对偏差电量予以调整，条件成熟时通过其他方式调整电量偏差。
滚动调整方式：根据年度交易合同，在保持后续月份原有分解计划总量不变的前提下，对于直接交易电量，若电力用户实际用电量多于直接交易合同电量，电力用户侧与发电侧均按电力用户实际用电量结算，相应削减电力用户次月（后期）直接交易电量，发电企业其余上网电量视为计划电量，在后期进行滚动调整；若电力用户实际用电量少于直接交易合同电量，电力用户侧与发电侧同样按电力用户实际用电量结算，电力用户侧未完成的月度电量，在满足安全校核的前提下，可滚动调整至后期，否则视为违约电量，按合同约定支付违约金。
第四十五条市场交易主体结算最小时间单位：
（一）日以上的电力交易原则上以不低于周为结算最小时间单位；
（二）电力现货交易以1 小时为结算最小时间单位。
第四十六条电力交易中心根据交易合同和市场交易结果以及电量计量数据等，出具电量电费、辅助服务费及输电服务费等结算凭证。结算凭据需在规定时间内完成，日前市场、实时平衡市场的结算凭据原则上应该在10 个工作日内形成。
第四十七条市场主体按照电力交易中心出具的结算凭据进行电费结算。交易中心组建初期，在电力交易中心出具结算凭证的基础上，维持电网企业提供电费结算服务的方式不变。
第八章交易信息披露
第四十八条电力交易中心负责对市场交易信息进行管理和发布。各类市场成员有责任有义务及时、准确、完整地
向电力交易中心提供相关信息。国家能源局贵州监管办公室和省有关部门对信息的提供和披露实施监管。
第四十九条市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息指向社会公众发布的数据和信息，公开信息指向所有市场成员公开的数据和信息，私有信息指特定的市场成员有权访问且不得向其他市场成员公布的数据和信息。各类市场信息原则上通过电力交易中心网站、电力市场技术支持系统进行披露，市场成员可查看其访问权限内的信息。
第五十条电力交易中心应向市场成员披露如下信息：
（一）注册的市场主体基本信息;
（二）交易的电量规模；
（三）市场运行情况分析；
（四）市场主体的履约及信用情况；
（五）月度市场交易电量完成情况；
（六）授权发布市场干预信息；
（七）其他信息。
第五十一条电力调度机构应披露以下信息：
（一）在组织各类市场交易前，按规定披露关键输电通道潮流极限情况及剩余可用输送能力情况，关键设备检修计划等电网相关信息；
（二）各机组可发电上限，发电机组检修计划；
（三）存在安全约束的，提供限制市场交易的具体输配电线路或输电设备名称、限制容量、限制依据、约束时段等。
第九章市场信息保密规定
第五十二条电力交易中心应采取必要的措施来保证市场交易主体可按时获得其私有的数据信息，并保证私有数据信息在保密期限内的保密性。
市场交易主体的申报价格、双边交易的成交价格、合同内容等信息属于私有信息，电力交易中心在保密期内不得泄露其私有信息。
合同生效前，电力调度机构应对获悉的上述信息保密，合同生效后，电力调度机构按调度规程规定发布相关信息。
第五十三条电力交易中心应按规定使用公开或私有信息。
第五十四条泄密事件知情者有义务向国家能源局贵州监管办公室和省有关部门举报。国家能源局贵州监管办公室和省有关部门可委托市场管理委员会调查核实，并根据调查核实情况做出相关处理决定。
第十章电力市场技术支持系统
第五十五条电力交易中心负责电力市场技术支持系统的建设和维护管理。市场主体按照规定配备有关配套设施并负责日常维护管理。
第五十六条电力市场技术支持系统应符合规定的性能指标。电力市场技术支持系统包括能量管理、合同管理、交易管理、电能计量、结算系统、市场申报、市场分析与预测、信息发布、市场监管等功能模块。
第五十七条电力市场技术支持系统建设应以电力市场运营规则为基础。在同一电力市场内，电力市场技术支持系统应统一规划、统一设计、统一管理、同步实施、分别维护。电力市场交易支持系统应根据电力市场发展的需要及时更新。
第十一章市场风险防控
第五十八条根据当期市场交易情况，市场管理委员会提请贵州省经济和信息化委员会等部门和国家能源局贵州监管办公室决定是否制定交易最高、最低限价，以规避电力市场价格大幅波动的风险。
第五十九条电力交易中心应对电力市场交易情况及可能出现的市场风险进行分析研判，及时发布风险预警。
第六十条电力交易中心可对电力用户（售电企业）实施交易保证金、预付费制度，维护市场结算安全。
第六十一条国家能源局贵州监管办公室会同省有关部门研究建立市场力监测与评价标准，加强对市场主体滥用市场力行为的监管。
第十二章市场干预
第六十二条市场主体有以下行为之一的，电力交易中心经授权责令市场主体中止市场交易，相关市场主体承担相应的违约责任。情节严重的行为，按照第六十八条规定，力交易中心经授权取消市场主体市场交易资格，强制退市、注销，两年内不得参与市场交易，并向市场主体公布中止原因。
（一）企业破产或发电企业全部发电机组退役；
（二）违反国家电力或环保政策的，或者发生重大安全
生产和污染事故，6 个月以上不能恢复生产运营；
（三）合同履约率连续两个月低于50%的责任方，或者欠电费一个月及以上的；
（四）不服从电网调度命令的；
（五）私自将所购电量转售给其他电力用户的；
（六）其他违法违规行为。
第六十三条发生以下情况之一时，省有关部门会同国家能源局贵州监管办公室进行市场干预。
（一）发生市场主体滥用市场力、串谋及其他严重违约等情况导致市场秩序受到严重扰乱的；
（二）交易信息平台发生故障，直接交易无法正常进行时；
（三）其他情况。
第六十四条电力交易中心和电力调度机构为保证电力系统安全稳定运行，可以进行市场干预。市场干预期间，电力交易中心和电力调度机构应详细记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和结果等内容，并报国家能源局贵州监管办公室备案。
第六十五条进行干预时，电力交易中心应及时通知市场成员等有关方。
第六十六条市场干预的主要手段包括：
（一）改变市场交易时间、暂缓市场交易；
（二）调整市场限价；
（三）调整市场交易电量；
（四）其他维护市场正常交易和竞争的手段。
第六十七条市场中止前发生的电量，按照交易价格进行结算。市场中止期间，电力用户、售电企业和发电企业按未参与市场交易情况进行交易和结算，电力调度机构依照《贵州电网电力调度管理规程》进行电力调度。
第六十八条有以下情况之一，电力交易中心应取消市场主体市场交易资格。
（一）市场管理委员会根据国家政策规定授权电力交易中心取消的；
（二）电力行政主管部门提出取消的；
（三）《电力市场监管办法》规定的其他情形。
第十三章监督管理
第六十九条国家能源局贵州监管办公室、贵州省发展和改革委员会、贵州省经济和信息化委员会、贵州省能源局等部门依照法定职能履行贵州电力市场监管职责。
第七十条针对不同类别的市场成员建立信用评价指标体系，建立企业法人及其负责人、从业人员信用记录，客观反映市场成员的经济承诺能力和可信任程度。市场成员的信用评价结果每年在“贵州诚信网”等网站按照指定格式发布，接受社会公开监督。
第七十一条电力交易机构、电力调度机构不按照电力市场运行规则组织交易的，市场主体不遵守电力市场运行规则的，由国家能源局贵州监管办公室责令改正；拒不改正的，按《电力监管条例》进行处罚和处理。
第十四章争议处理
第七十二条市场主体发生违约时，根据所签订合同相关条款的约定处理。
第七十三条市场成员之间发生争议，包括实际执行与交易计划存在偏差时产生的争议，按照自行协商、监管机构调解、提请仲裁或法律诉讼的先后顺序进行解决。
第七十四条申请监管机构调解，按《电力争议调解暂行办法》执行。争议双方以书面形式向国家能源局贵州监管办公室和省有关部门提交调解申请。
第十五章附则
第七十五条电力交易中心可根据本规则制定具体实施办法，报国家能源局贵州监管办公室批准实施。
第七十六条出现紧急情况或本规则未尽事宜，导致交易难以正常进行时，市场管理委员会可直接或授权电力交易中心制订本规则的临时条款。电力交易中心在发布临时条款时，应规定有效期，并向市场成员说明制订临时条款的理由，列举相关证据。
第七十七条本规则由国家能源局贵州监管办公室负责解释。具体监管办法或细则由国家能源局贵州监管办公室另行制定。
第七十八条本规则自公布之日起执行，《贵州省电力用户与发电企业直接交易及监管规则（试行）》（黔监能市场〔2014〕147 号）同时废止。
