8.4 月度交易计划执行
8.4.1电力调度机构负责编制、执行日调度计划，通过日调度计划落实月度交易计划并执行，按照电能交易计划合理调整新能源发电企业AGC（自动发电控制）控制系数。当调峰替代交易边界条件发生变化时，应及时告知电力交易机构并通知各市场主体；在交易执行过程中，如遇电网安全运行需要必须调整已签订的合同时，应及时与电力交易机构会商并在电力交易机构备案，重大调整应及时报能源监管机构备案。
8.4.2每月1日，电力调度机构统计新能源发电企业和燃煤自备电厂所属企业的月度计划调整电量，编制上月交易计划执行情况报告，说明调整的具体时间和原因，报能源监管机构备案，同时抄送电力交易机构。
8.4.3电力交易机构应及时跟踪和公布月度电能交易计划执行进度情况，并及时与电力调度机构沟通协调，确保各种交易成分的落实和完成。
8.4.4当输电通道发生阻塞时，按照确保电网安全的原则，调整发电厂出力，相应交易电量计入偏差电量，不计入违约。
8.4.5当出现以下情况时，电力调度机构可根据电网运行情况对月度交易计划进行调整，由此造成新能源发电企业或燃煤自备电厂所属企业用电的偏差电量不承担违约责任。
（1）保障电网安全所采取的电网调控措施。
（2）输变电设备停电计划调整或临时停电。
（3）调用发电企业辅助服务，包括机组停备、调峰调频、调压等。
（4）消纳新能源所采取的公用电厂调停机组、降低发电出力等电网调控措施。
（5）为保障电力平衡或电网安全，采取的需求侧管理措施或拉路、限电。
（6）因天气、外部环境等客观原因造成电网运行方式发生变化。
9.计量与结算
9.1 概述
9.1.1参加交易的燃煤自备电厂所属企业、新能源发电企业与电网运营企业的调度、结算等关系保持不变，燃煤自备电厂所属企业与新能源发电企业不直接结算，由电网运营企业分别与燃煤自备电厂所属企业、新能源发电企业进行电量、电费等的计量、确认和结算。电量、电费采用按月集中结算方式执行，即电网运营企业向燃煤自备电厂所属企业收取全部购电费，并扣减新能源发电企业交易部分电量对应的电费，向新能源发电企业支付购电费。
9.1.2电网运营企业按规定收取输配电服务费用（试点阶段暂不收取）和线损电费，同时代收政府性基金附加等。
9.2 计量点与计量装置
9.2.1燃煤自备电厂所属企业计量点以燃煤自备电厂所属企业与电网运营企业签订的《供用电合同》约定的计量点为准。
9.2.2新能源发电企业计量点以新能源发电企业与电网运营企业签订的《购售电合同》约定的计量点为准。
9.2.3当计量点发生变更时，交易各方应以书面方式进行确认。
9.2.4各市场交易主体应确保本侧计量装置的准确度达到规则和国家、行业的要求，并能接入电网运营企业电能量采集系统。
9.2.5计量装置需定期进行检定（验），对于未经检定（验）、检定（验）不合格或超过检定（验）周期的计量装置，不得使用。
9.2.6安装主、副电能表，应将主表和副表应安装在同一计量点，主副两套计量电能表一经确认，不得改变。
9.2.7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燃煤自备电厂所属企业与所在电网运营企业签订的《供用电合同》和新能源发电企业与电网运营企业签订的《购售电合同》的约定执行。
9.3 计量数据采集
9.3.1有功电量、无功电量的计量数据按一个交易时段为一个采样周期进行。经各市场交易主体协商同意，可以用交易时段（以分钟为单位）的约数作为一个采样周期；对于采用峰谷电价的燃煤自备电厂所属企业，计量应支持峰谷电量采集。
9.3.2电网运营企业负责建立从各计量装置到计量数据库的计量数据采集方法、计算公式等的设定。
9.3.3市场交易主体必须保证每一计量装置都与数据采集系统实现计量数据传输。定期上报计量数据，便于核对和计算交易电量。
9.3.4新能源发电企业多数存在汇集站接入方式，其计量电量的确认按已有规定执行。
9.3.5燃煤自备电厂所属企业调峰替代电量、购网电量的计量和确认应综合计算后确认。
9.4 计量数据确认和替代方法
9.4.1计量数据确认及替代方法，应由市场交易主体协商一致。
9.4.2对于装有主表，副表两套电能表的计量点，以主表计量数据作为结算依据，副表作为核对之用。
9.4.3当主表发生故障时，应采用经恰当修正后的副表数据作为计量数据（或采取考核计量点数据修正后，并确认）。
9.4.4若尚未安装副表，或当主副二套表计同时发生故障时，以可替代的计量表计记录的数据扣除必要的电量（线损、变损、厂用电等）后作为替代电量数据，或采用考核计量点计量数据，并进行必要的修正。替代电量数据或考核计量点计量数据需经各相关市场交易主体共同确认。
9.4.5以有资质的检定单位出具的电量退补单作为修正依据。
