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省发展改革委 江苏能源监管办关于开展2026年电力市场交易工作的通知（苏发改能源发〔2025〕1141号）

苏发改能源发〔2025〕1141号

省电力公司，江苏电力交易中心有限公司，有关发电企业、售电公司、电力用户、新型主体：

根据国家电力体制改革工作部署和江苏省电力市场建设总体安排，结合现货交易、绿色电力交易等工作要求，现就江苏省2026年电力市场交易有关工作通知如下。

一、市场准入

（一）发电企业

公用燃煤、燃气、核电、光伏、风电等省内各类发电机组，山西阳城电厂、华东区域统配机组等省外电源，可参与省内中长期交易。发电企业须依法取得项目核准或备案文件、依法取得或者豁免电力业务许可证（发电类）并进入商业运营，新入市的发电企业需提交信用承诺书。并网自备电厂在公平承担发电企业社会责任、承担政府性基金及附加以及政策性交叉补贴、支付系统备用费，达到能效、环保要求后，可参与市场交易。

（二）电力用户

积极推进工商业用户全部进入电力市场，鼓励存量电网企业代理购电用户进入市场，逐步缩小电网企业代理购电用户范围，原则上10千伏及以上的工商业用户直接参与市场。为规范落实公平竞争审查、优化营商环境，用户可自主选择与发电企业直接交易或由售电公司代理交易；选择与发电企业直接交易的为一类用户，选择由售电公司代理交易的为二类用户。

（三）售电公司

售电公司需根据参与市场交易电量向江苏电力交易中心提供履约保函或者履约保险等履约保障凭证，具体按照《售电公司管理办法》《江苏省电力中长期交易规则（2023版）》相关规定执行。

（四）新型主体

虚拟电厂、独立储能等新型主体可按有关政策规定，在江苏电力交易中心办理注册手续并参与市场交易。其中，负荷类虚拟电厂参照售电公司、发电类虚拟电厂参照发电企业参加中长期交易，具体按国家、省相关文件执行。

二、市场交易电量

（一）发电企业

省内机组：为保障每月保量保价的优先发电电量不超过当月保障居民、农业用户用电和代理工商业用户购电规模，按要求有序放开发用电计划。燃煤机组原则上全部电量参与市场交易，月度及以上电力中长期合同签约电量比例不低于预计市场化上网电量的80%；燃气机组结合天然气供应情况可自主选择参与年度、月度等市场化交易；核电机组全年市场交易电量300亿千瓦时左右，其余上网电量均为保量保价电量。

光伏、风电上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。集中式新能源报量报价直接参与市场；具备分时计量条件的分布式光伏、分散式风电可直接参与交易、聚合参与交易或默认接受市场形成的价格。未纳入国家可再生能源电价附加补助范围或自愿放弃对应电量补贴、已建档立卡并匹配成功且具备分时计量条件的风电和光伏发电企业，机制电量以外上网电量可自愿参与绿电交易；分布式光伏、分散式风电成功核发绿证后，可参加绿电交易。

省外电源：点对网专线送江苏的山西阳城电厂全部上网电量参与市场交易；华东区域统配机组中，秦山核电年度交易电量10亿千瓦时左右，皖电东送机组年度交易电量50亿千瓦时左右，剩余电量通过月度等方式组织。积极利用雁淮、锡泰、吉泉等特高压专用通道组织开展跨区跨省绿电交易。

（二）电力用户及售电公司

市场化用户全电量参与市场交易，自行选择作为一类用户参加批发交易或作为二类用户参加零售交易。一类用户年度交易电量原则上不低于其上一年度用电量的60%，售电公司年度交易电量原则上不低于其所有签约用户上一年度用电量之和的60%，并通过后续合同签订保障月度及以上中长期合同签约电量比例不低于预计用电量的80%。鼓励售电公司与其签约的二类用户约定合理比例的实际用电量与现货价格联动，合理控制现货试点交易价格波动。

三、市场交易价格

市场用户用电价格由电能交易价格、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加等构成。一类用户电能交易价格由市场交易形成，二类用户按其与售电公司签订的零售合同执行。

合规在运的公用煤电机组执行两部制电价，年度、月度交易电量电价通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成，上下浮动幅度原则上均不超过20%；月内交易价格和日以上分时段能量块交易申报价格上下限与现货市场电能量结算分时价格上下限保持一致。高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。核电机组、燃气机组、风电光伏机组的中长期交易价格不设限制。

绿电交易价格包括电能量价格和绿色电力环境价值，上网环节线损费用按电能量价格计算；售电公司与二类用户的绿电交易零售价格中的绿色电力环境价值，应与其在批发市场对应绿电交易的绿色电力环境价值一致。

工商业分时电价执行范围内的市场化用户，电费结算继续衔接江苏省分时电价政策；零售套餐未申报用电曲线或未约定分时价格的，按规定的分时时段和浮动比例执行。315千伏安以上一类、二类用户工业用电继续执行尖峰和深谷电价政策。

四、市场交易组织

（一）总体要求

充分发挥中长期交易“压舱石、稳定器”作用，保障中长期交易电量不低于市场交易总电量的90%。注册、零售交易、结算核对等业务全部采用线上办理。年度交易采用双边协商、集中竞价和挂牌方式，月度、旬交易采用集中竞价等方式，日以上分时段能量块交易采用挂牌滚动撮合方式；绿电交易主要采用双边协商方式，不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。

（二）市场注册

符合准入条件的新增经营主体参与市场交易前，需在江苏电力交易中心交易系统完成注册成为合格经营主体。常态化开展经营主体注册业务，经营主体应持续满足注册条件，否则不得办理交易相关业务。加强二类用户身份认证管理，推进经营主体法定代表人实名认证和授权在职人员办理、认领数字安全证书或电子营业执照。

（三）零售市场交易

售电公司和二类用户在交易系统采用挂牌、协商、邀约等方式参与零售市场交易，由交易系统生成统一格式购售电合同文本。零售市场交易最小周期为月度，最大周期不得超过售电公司履约保障凭证有效期限。加强零售套餐价格与履约保障凭证额度预警管控，二类用户与售电公司约定不分时或分时零售套餐的，应保持实际用电量一半以上与批发市场价格联动，其中与现货实时市场价格联动的实际用电量比例为10%左右。建立保底售电机制，由江苏电力交易中心选取售电规模前20家作为保底售电公司。

（四）年度、月度及月内交易

年度协商交易、年度挂牌交易、年度竞价交易按交易公告安排的时段开展。月度、旬集中竞价交易分时段开展，采用边际统一出清方式；日以上分时段能量块交易按工作日滚动组织；发电企业合同电量转让交易带曲线开展。

（五）绿电交易

省内用户可洽谈签订多年期绿电购买协议（PPA），协议签订后由电力交易中心及时组织在交易平台备案执行，不设交易窗口期。省内绿电交易采用分时段双边协商方式开展，参与绿电交易的售电公司应在交易前与二类用户达成意向性协议并明确成交电量预分配、价格等信息。售电公司每月可对年度及多年绿电交易的次月计划电量及分配情况进行调整，全年合同总量保持不变，调整均需二类用户确认后方可生效。

（六）分布式新能源聚合交易

分布式新能源聚合商、电源类虚拟电厂参与批发交易前，应先通过电力交易平台与分布式发电主体建立服务关系，签订以月为最小周期的分布式电源购售电合同。分布式新能源聚合商、电源类虚拟电厂在批发市场以发电企业身份与电力用户、售电公司开展交易并进行批发侧结算；分布式发电主体在同一合同周期内仅可与一家聚合商或虚拟电厂确定聚合关系。

（七）安全校核和结算

年度、月度和旬交易后，省电力调控中心会同江苏电力交易中心做好安全校核。现阶段新能源机制电量不再开展其他形式的差价结算，不重复获得绿证收益；绿电交易电量的绿证收益按当月绿电合同电量、扣除机制电量的剩余上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定。省电力公司按现货日清算要求，在T+1日将用户T日分时段电量数据传送给江苏电力交易中心作为结算基础数据。

五、其他事项

江苏电力交易中心在年度、月度交易公告里发布全省典型负荷曲线、光伏典型发电曲线及月分日分解系数等。加强电力市场履约监管，做好经营主体履约环境、市场竞争、合同履约、公共信用等监测预警；各经营主体应严格落实国家关于规范电力市场交易行为的要求，不得操纵市场价格、不得进行不正当竞争。执行中如遇国家政策调整，以国家最新政策为准。

江苏省发展和改革委员会、江苏能源监管办

2025年12月3日

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