11月17日，江西省能源局發(fā)布關(guān)于征求2026年全省電力市場化交易有關(guān)意見的公告。文件明確，2026年，江西電力市場深化中長期交易機制，繼續(xù)開展現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)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(xiàn)貨市場的銜接，保障電力市場平穩(wěn)運行，力爭年內(nèi)現(xiàn)貨市場轉(zhuǎn)正式運行。

（一）中長期交易

為做好中長期市場與現(xiàn)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(nèi)交易（日滾動交易），交易方式包括雙邊協(xié)商、集中競價交易、掛牌交易及滾動撮合交易等。為充分發(fā)揮電力中長期合約保供穩(wěn)價基礎(chǔ)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(fā)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(wǎng)電量的**%，并通過后續(xù)月度（多月）、月內(nèi)（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(yè)參與年度交易。中長期交易合同應(yīng)明確分時電量、分時價格、結(jié)算參考點等關(guān)鍵要素。

1.年度交易。年度交易采用“集中競價+雙邊協(xié)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(fā)電企業(yè)集中競價交易達成的交易合同電量應(yīng)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(yè)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(xié)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(jīng)營主體次月交易開市前，在購售雙方協(xié)商一致且不影響其他經(jīng)營主體交易合同執(zhí)行的基礎(chǔ)上，允許通過電力交易平臺調(diào)整當月各時段電量、電價，各時段交易價格可參照省內(nèi)峰谷分時電價或現(xiàn)貨結(jié)算試運行期間價格進行協(xié)商（如制定省內(nèi)中長期價格與現(xiàn)貨價格銜接機制，按相關(guān)規(guī)定執(zhí)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(xié)商不成則按《江西省發(fā)展改革委關(guān)于進一步完善分時電價機制有關(guān)事項的通知》（贛發(fā)改價管〔2025〕463號）相關(guān)要求執(zhí)行。

2.月度（多月）交易。多月交易按月連續(xù)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(jīng)營主體根據(jù)自身需求通過多月交易調(diào)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(jīng)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(shù)分解至每日對應(yīng)的48時段。

3.月內(nèi)（日滾動）交易。各經(jīng)營主體月內(nèi)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(jīng)營主體提交的統(tǒng)一集中申報信息每15分鐘開展一次出清，按照價格優(yōu)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(xiàn)貨交易

采取集中式、全電量優(yōu)化模式開展現(xiàn)貨交易，實現(xiàn)日前市場與可靠性機組組合分開，發(fā)電側(cè)“報量報價”參與現(xiàn)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(jié)果僅用于市場結(jié)算。新能源功率預(yù)測全量參與日前可靠性機組組合出清，出清結(jié)果僅用于實際執(zhí)行。

（三）電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易

原則上電網(wǎng)代理購電工商業(yè)用戶、居民和農(nóng)業(yè)用戶應(yīng)分別參與市場。居民、農(nóng)業(yè)用電（含線損電量）由國網(wǎng)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(yù)測，與省內(nèi)優(yōu)先發(fā)電、電網(wǎng)企業(yè)省間購電等電量優(yōu)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(jié)合交易周期合理申報采購電量。由電網(wǎng)代理購電的工商業(yè)用戶與直接參與市場交易的工商業(yè)用戶執(zhí)行統(tǒng)一的市場規(guī)則。

電網(wǎng)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(nèi)（日滾動）等交易。依據(jù)發(fā)、用側(cè)年度雙邊協(xié)商交易與集中競價交易加權(quán)均價作為掛牌價格，組織電網(wǎng)企業(yè)代理用戶購電掛牌交易；月度集中競價交易中電網(wǎng)企業(yè)代理購電作為價格接受者參與；月內(nèi)按需開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌交易。電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶與其他用戶平等參與市場交易，公平承擔(dān)責(zé)任義務(wù)。

（四）新能源交易

現(xiàn)階段，機制電量不再開展其他形式的差價結(jié)算，由電網(wǎng)企業(yè)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(quán)均價，相關(guān)電量同步計入用戶側(cè)簽約比例。在月度交易前，江西電力交易中心根據(jù)電網(wǎng)企業(yè)提供的次月機制電量曲線，按照用戶側(cè)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(cè)各經(jīng)營主體并發(fā)布，用戶側(cè)各經(jīng)營主體扣減其對應(yīng)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(yīng)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(fā)電側(cè)實時市場同類型項目價格，探索可溯源的220kV節(jié)點實時市場同類項目價格結(jié)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(wǎng)內(nèi)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(guān)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(jié)算依據(jù)。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(fā)電力用戶，接受現(xiàn)貨市場偏差結(jié)算。執(zhí)行峰谷分時電價政策的零售電力用戶，應(yīng)與委托代理售電公司簽訂分時零售套餐，保障批發(fā)市場交易價格有效傳導(dǎo)。參與電力現(xiàn)貨交易的用戶原則上不再執(zhí)行工商業(yè)分時電價政策。

關(guān)于交易價格，文件明確，燃煤發(fā)電市場交易價格按照《國家發(fā)展改革委關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）和《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號）等有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。購售雙方在年度中長期雙邊協(xié)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(jīng)購售雙方協(xié)商一致，在保持年度雙邊協(xié)商交易均價、時段交易電量不變的情況下，允許調(diào)整后續(xù)各月份年度雙邊協(xié)商交易合同時段劃分及對應(yīng)時段的交易電量、電價。

參與電力市場化交易的工商業(yè)用戶用電價格由上網(wǎng)電價、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、輸配電價、系統(tǒng)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(guān)規(guī)定執(zhí)行。

綠色電力交易價格根據(jù)供需關(guān)系市場形成，綠色電力交易價格應(yīng)在對標燃煤市場化均價基礎(chǔ)上，進一步體現(xiàn)綠色電力的環(huán)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。

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