11月18日，江西省能源局征求2026年全省電力市場化交易有關意見，提到，符合市場準入要求和技術條件的新型儲能、虛擬電廠等新型經營主體，在江西電力交易中心注冊生效后，可以根據自身情況自主選擇發、用電側經營主體身份參與市場化交易。虛擬電廠市場注冊條件和流程、與聚合資源主體簽訂聚合服務套餐、參與電力市場交易事項按照省內虛擬電廠運營方案及電力市場相關規則、細則執行。

發電企業

現階段，暫由以下電源參與電力市場化交易，后續將根據國家和省工作要求等情況適時調整電源入市要求。

1.燃煤發電機組：符合市場準入要求和技術條件、納入調度管理的公用燃煤機組全部參與市場。

2.新能源機組：風電、光伏發電企業上網電量全部進入市場，按照《江西省新能源上網電價市場化改革實施方案》（贛發改價管〔2025〕718號）及其配套文件要求參與市場化交易。

電力用戶

10千伏及以上工商業用戶原則上要直接參與市場化交易（直接向發電企業或售電公司購電），暫無法直接參與市場化交易的由電網企業代理購電；鼓勵其他工商業用戶直接參與市場化交易。參加市場化交易（含批發、零售交易）的電力用戶，其統一社會信用代碼在電網企業營銷系統內關聯的所有工商業用電戶號及計量點均納入市場化交易。

電力用戶選擇參與批發市場的，在同一合同周期內不得同時委托售電公司購電；電力用戶選擇參與零售市場的，在同一合同周期內僅可與一家售電公司確立零售服務關系，零售服務關系最短期限為1個自然月。電力用戶可按自然月自主選擇參與批發、零售市場交易，同一自然月只能選擇其中一種模式。

原文如下：

江西省能源局關于征求2026年全省電力市場化交易有關意見的公告

各設區市發展改革委(能源局)、贛江新區經發局，上饒市工信局，國網江西省電力有限公司，江西電力交易中心有限公司，各經營主體：

為貫徹落實國家電力市場化改革相關工作要求，繼續深入推進江西電力市場建設，統籌做好2026年電力市場化交易工作，省能源局組織起草了《江西省能源局關于做好2026年全省電力市場化交易工作的通知（征求意見稿）》,現征求意見建議，請于11月21日17:00前將意見建議反饋至聯系郵箱，并注明單位、姓名及聯系方式。同時請江西電力交易中心通過電力交易平臺告知各經營主體，幫助收集各經營主體意見一并反饋省能源局。

聯系人：李亞康；聯系方式：0791-88915241；郵箱：nyjjx2009@126.com。

附件：江西省能源局關于做好2026年全省電力市場化交易工作的通知（征求意見稿）

2025年11月17日

附件

江西省能源局關于做好2026年電力市場化交易工作的通知

（征求意見稿）

為深入推進我省電力市場化改革工作，保障電力市場規范運行，根據《電力現貨連續運行地區市場建設指引》（發改能源〔2025〕1171號）、《江西省新能源上網電價市場化改革實施方案》（贛發改價管〔2025〕718號）等文件精神，現就做好2026年全省電力市場化交易工作通知如下：

一、經營主體

（一）發電企業

現階段，暫由以下電源參與電力市場化交易，后續將根據國家和省工作要求等情況適時調整電源入市要求。

1.燃煤發電機組：符合市場準入要求和技術條件、納入調度管理的公用燃煤機組全部參與市場。

2.新能源機組：風電、光伏發電企業上網電量全部進入市場，按照《江西省新能源上網電價市場化改革實施方案》（贛發改價管〔2025〕718號）及其配套文件要求參與市場化交易。

（二）電力用戶

10千伏及以上工商業用戶原則上要直接參與市場化交易（直接向發電企業或售電公司購電），暫無法直接參與市場化交易的由電網企業代理購電；鼓勵其他工商業用戶直接參與市場化交易。參加市場化交易（含批發、零售交易）的電力用戶，其統一社會信用代碼在電網企業營銷系統內關聯的所有工商業用電戶號及計量點均納入市場化交易。

電力用戶選擇參與批發市場的，在同一合同周期內不得同時委托售電公司購電；電力用戶選擇參與零售市場的，在同一合同周期內僅可與一家售電公司確立零售服務關系，零售服務關系最短期限為1個自然月。電力用戶可按自然月自主選擇參與批發、零售市場交易，同一自然月只能選擇其中一種模式。

（三）售電公司

須在電力交易機構注冊生效、并持續滿足注冊條件，具備交易資格，按要求在交易平臺披露相關信息；并按照《售電公司管理辦法》（發改體改規〔2021〕1595號）等相關規定，在參與交易前向交易中心提交足額履約保障憑證。

（四）新型經營主體

符合市場準入要求和技術條件的新型儲能、虛擬電廠等新型經營主體，在江西電力交易中心注冊生效后，可以根據自身情況自主選擇發、用電側經營主體身份參與市場化交易。虛擬電廠市場注冊條件和流程、與聚合資源主體簽訂聚合服務套餐、參與電力市場交易事項按照省內虛擬電廠運營方案及電力市場相關規則、細則執行。

二、交易安排

2026年，江西電力市場深化中長期交易機制，繼續開展現貨市場連續結算試運行，進一步做好峰谷分時電價政策與電力市場的銜接、中長期市場與現貨市場的銜接，保障電力市場平穩運行，力爭年內現貨市場轉正式運行。

（一）中長期交易

為做好中長期市場與現貨市場的銜接，采取分時交易模式開展中長期交易。交易周期分為年度交易、月度（多月）交易、月內交易（日滾動交易），交易方式包括雙邊協商、集中競價交易、掛牌交易及滾動撮合交易等。為充分發揮電力中長期合約保供穩價基礎性作用，要求高比例簽訂電力中長期合同，市場化電力用戶和燃煤發電機組年度中長期合同簽約電量不低于上一年用電量/實際上網電量的**%，并通過后續月度（多月）、月內（日滾動）合同簽訂，保障全年中長期合同簽約電量不低于**%。鼓勵新能源企業參與年度交易。中長期交易合同應明確分時電量、分時價格、結算參考點等關鍵要素。

1.年度交易。年度交易采用“集中競價+雙邊協商”方式開展。集中競價按時段組織，分解形成各月48時段電量、電價。各市場化電力用戶和燃煤發電企業集中競價交易達成的交易合同電量應不低于年度中長期交易合同電量的5%，集中競價未達到交易合同電量5%的電量納入中長期合同偏差回收，鼓勵新能源企業參與集中競價交易。進一步完善分時段交易模式，年度雙邊協商由購售雙方自行約定，形成各月交易均價和分時電量。各經營主體次月交易開市前，在購售雙方協商一致且不影響其他經營主體交易合同執行的基礎上，允許通過電力交易平臺調整當月各時段電量、電價，各時段交易價格可參照省內峰谷分時電價或現貨結算試運行期間價格進行協商（如制定省內中長期價格與現貨價格銜接機制，按相關規定執行），形成各月48時段電量、電價，分月合同電量、均價保持不變，若協商不成則按《江西省發展改革委關于進一步完善分時電價機制有關事項的通知》（贛發改價管〔2025〕463號）相關要求執行。

2.月度（多月）交易。多月交易按月連續運營，在每月月度交易前采用“集中競價+掛牌交易”方式開展，集中競價按時段組織分解形成各月48時段電量、電價，掛牌交易按曲線組織形成各月48時段電量、電價，交易標的物為次月至年底各月48時段電量，經營主體根據自身需求通過多月交易調整合同電量；月度交易采用集中競價、滾動撮合、掛牌交易方式開展，月度集中競價按48時段組織。經營主體通過集中交易形成月度48時段交易合同，按照交易周期日歷天數分解至每日對應的48時段。

3.月內（日滾動）交易。各經營主體月內交易（日滾動交易）按照“D-2”日48時段交易模式開展，按需組織掛牌交易。“D-2”日交易采用集中撮合交易方式，交易雙方申報D日至D+9日48時段量、價，電力交易平臺匯總經營主體提交的統一集中申報信息每15分鐘開展一次出清，按照價格優先等原則進行撮合成交，價格一致時按照比例出清電量。

（二）現貨交易

采取集中式、全電量優化模式開展現貨交易，實現日前市場與可靠性機組組合分開，發電側“報量報價”參與現貨交易，新能源、電力用戶自愿參與日前市場。參與日前市場的電力用戶，其申報量納入日前市場出清，出清結果僅用于市場結算。新能源功率預測全量參與日前可靠性機組組合出清，出清結果僅用于實際執行。

（三）電網企業代理購電交易

原則上電網代理購電工商業用戶、居民和農業用戶應分別參與市場。居民、農業用電（含線損電量）由國網江西省電力有限公司開展月度分時電量及典型用電曲線預測，與省內優先發電、電網企業省間購電等電量優先匹配，不足部分形成分時段購電需求，并通過市場化方式結合交易周期合理申報采購電量。由電網代理購電的工商業用戶與直接參與市場交易的工商業用戶執行統一的市場規則。

電網代理購電用戶以“報量不報價”方式，參與年度、月度（多月）交易、月內（日滾動）等交易。依據發、用側年度雙邊協商交易與集中競價交易加權均價作為掛牌價格，組織電網企業代理用戶購電掛牌交易；月度集中競價交易中電網企業代理購電作為價格接受者參與；月內按需開展電網企業代理購電掛牌交易。電網企業代理購電用戶與其他用戶平等參與市場交易，公平承擔責任義務。

（四）新能源交易

現階段，機制電量不再開展其他形式的差價結算，由電網企業代表全體用戶與新能源場站簽訂機制電量中長期合約，合同價格明確為實時市場同類項目加權均價，相關電量同步計入用戶側簽約比例。在月度交易前，江西電力交易中心根據電網企業提供的次月機制電量曲線，按照用戶側次月年度、多月交易各時段的分月合同電量占比，將機制電量曲線分解至用戶側各經營主體并發布，用戶側各經營主體扣減其對應的機制電量曲線后參與市場化交易。

原則上集中式新能源的機制外電量均應參與市場化交易，可自愿選擇參與綠電交易。

支持分布式新能源直接或通過聚合方式參與市場交易，對于未直接或聚合參與的，暫作為價格接受者參與市場交易，價格接受月度發電側實時市場同類型項目價格，探索可溯源的220kV節點實時市場同類項目價格結算方式。鼓勵分布式新能源機制外電量直接或聚合后，與同一220kV配電網內的電力用戶通過電力交易平臺開展分時綠電交易。

（五）零售市場交易

零售電力用戶需按照相關要求完成市場注冊、零售合同簽訂等工作。江西電力交易中心以電力交易平臺簽訂的零售合同（套餐）作為結算依據。已參與市場化交易的零售電力用戶未及時簽訂新的零售套餐，視為批發電力用戶，接受現貨市場偏差結算。執行峰谷分時電價政策的零售電力用戶，應與委托代理售電公司簽訂分時零售套餐，保障批發市場交易價格有效傳導。參與電力現貨交易的用戶原則上不再執行工商業分時電價政策。

三、交易價格

（一）燃煤發電市場交易價格按照《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）和《國家發展改革委 國家能源局關于建立煤電容量電價機制的通知》（發改價格〔2023〕1501號）等有關規定執行。購售雙方在年度中長期雙邊協商交易采用“交易均價+浮動”的價格形成機制，在月度交易開始前，經購售雙方協商一致，在保持年度雙邊協商交易均價、時段交易電量不變的情況下，允許調整后續各月份年度雙邊協商交易合同時段劃分及對應時段的交易電量、電價。

（二）參與電力市場化交易的工商業用戶用電價格由上網電價、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加組成。輸配電價、政府性基金及附加按照國家有關規定執行。

（三）綠色電力交易價格根據供需關系市場形成，綠色電力交易價格應在對標燃煤市場化均價基礎上，進一步體現綠色電力的環境價值，在成交價格中分別明確綠色電力的電能量價格和綠證價格。

（四）現貨市場全電量按現貨市場價格結算，中長期合同電量按中長期合同價格與中長期結算參考點的現貨價格差值結算。經營主體在參與交易前選擇結算參考點，按年自行選擇為實時市場任一節點或統一結算點，默認為統一結算點。

四、工作要求

（一）加強交易組織協同。省能源局會同國家能源局華中監管局對各經營主體進行日常監督管理，維持市場正常秩序。江西電力交易中心統籌做好注冊、零售套餐簽訂、各類交易實施等工作，在12月中下旬組織開展年度交易。江西電力調控中心做好現貨市場及輔助服務市場運營，保障電網安全運行和電力平衡，完善現貨及輔助服務技術支持系統建設。國網江西省電力有限公司做好電網代理購電等工作，持續升級完善計量等功能，為交易工作提供有效支撐，同時結合電網實際運行情況、歷史凈負荷曲線和供需形勢，提出新能源近三年同類型機組利用小時數、新能源同類型機組典型曲線、市場化電力用戶及電網企業代理工商業用戶日常典型曲線和重大節假日（春節、“五一”國際勞動節、國慶節）典型曲線、居民農業市場化采購典型曲線、日常與重大節假日期間的用電比例系數等建議，經江西省電力市場管理委員會審議通過，并報電力監管機構、政府主管部門審定后，通過電力交易平臺進行發布。

（二）加強市場運行監測。市場運營機構要認真分析研判電力市場運行態勢，密切跟蹤電力市場價格變化，動態評估電力市場交易風險，及時提出市場運行參數建議，做好市場監控和風險預警防控。要及時做好現貨結算試運行結算數據的分析與測算，將上月情況報送至政府主管部門、電力監管機構。根據現貨市場風險狀況，研究探索適當提高履約保函（履約保證保險）標準。如市場出現劇烈波動或突發情況，將調整或暫停交易，保障電力平穩運行。

（三）促進市場公平競爭。各經營主體要嚴格落實《國家能源局綜合司關于進一步規范電力市場交易行為有關事項的通知》（國能綜通監管〔2024〕148號）要求，進一步規范市場經營，不得操縱市場價格，不得利用市場力或串通其他經營主體在電力市場中進行排他性行為、不正當競爭。同一投資主體控股的售電公司，全年代理用戶參與市場化交易電量原則上不得超過全省市場化交易電量的20%（不含電網企業代理購電電量）；擁有售電公司的發電集團與本集團售電公司的總交易規模原則上不得超過其市場化交易電量的20%。

本通知適用于2026年市場化交易，執行中如遇問題，請及時向省能源局報告，或與江西電力交易中心聯系。如遇國家出臺市場化交易相關政策，或省內峰谷分時電價政策如有調整，遵照最新政策規定執行。