新能源發(fā)電企業(yè)（風電、太陽能發(fā)電）上網(wǎng)電量按照《貴州省關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》要求全面入市，做好具體銜接。

為持續(xù)深化電力市場改革，優(yōu)化電力資源配置，實現(xiàn)中長期交易與現(xiàn)貨市場的有效銜接、省級市場與跨省跨區(qū)市場的有機融合、協(xié)同運行，穩(wěn)妥有序推進2026年電力市場化交易工作，依據(jù)國家發(fā)展改革委《關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《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號），國家發(fā)展改革委 國家能源局《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則》（發(fā)改能源規(guī)〔2023〕1217號），南方區(qū)域電力市場和貴州電力市場相關規(guī)則及有關法律、法規(guī)、規(guī)定等文件，結合貴州電力市場建設情況，特制定本方案。

按照國家相關要求，燃煤發(fā)電企業(yè)年度電力中長期合同簽約電量應不低于上一年度上網(wǎng)電量（不含跨省跨區(qū)優(yōu)先計劃送電電量）的80%，同時考慮滿足2026年非水電消納責任權重21.3%的預期目標，安排2026年年度發(fā)電側交易規(guī)模不低于750億千瓦時（含綠電規(guī)模150億千瓦時）；電力用戶（含售電公司）不低于上一年度用電量（含售電公司代理用戶上一年度用電量）的80%，安排2026年年度用電側交易規(guī)模不低于600億千瓦時。對未滿足中長期簽約比例要求的發(fā)用電側主體按照發(fā)用電側中長期交易偏差收益回收參數(shù)進行偏差收益回收。

新能源發(fā)電企業(yè)機制電量之外的上網(wǎng)電量，自主決定是否參與省內(nèi)中長期電能量市場。

在貴州電力交易中心（以下簡稱交易中心）完成入市注冊的發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶、新型經(jīng)營主體（含儲能企業(yè)、虛擬電廠等），可參與電力市場化交易。
落實國家關于有序推動全部工商業(yè)用戶進入電力市場的要求，10kV及以上的工商業(yè)用戶全部進入市場。

（一）交易品種
1. 電力中長期交易
指在電力中長期市場中開展的對未來某一時期內(nèi)交割電力產(chǎn)品或服務的交易。其中中長期市場是指符合市場注冊條件的經(jīng)營主體開展數(shù)年、年、月、月內(nèi)（含周、多日）等不同時間維度的電能量交易的市場。綠色電力交易是電力中長期交易的組成部分。
2. 電力現(xiàn)貨交易
通過現(xiàn)貨交易平臺在日前及更短時間內(nèi)集中開展的次日、日內(nèi)至實時調(diào)度之前電力交易活動的總稱。
3. 電網(wǎng)代理購電交易
電網(wǎng)企業(yè)可通過市場化方式采購燃煤機組電量和新能源電量，電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易可通過年度、月度及月內(nèi)掛牌開展，市場化機組均可摘牌，可掛正電量或負電量。
4. 發(fā)電合同轉讓交易
開展水電機組與燃煤發(fā)電機組委托發(fā)電合同轉讓交易。具體方案另行制定。
5. 電力需求響應交易
按照貴州省能源局關于印發(fā)《貴州省電力需求響應交易方案》的通知（黔能源運行〔2025〕33號）要求實施。

（二）交易組織方式
1.中長期批發(fā)市場采用雙邊協(xié)商、集中交易（競價、滾動撮合、掛牌）等交易方式，交易周期主要包括多年、年、多月、月、多日等。其中雙邊協(xié)商交易按照年度、多月、月度開展，掛牌交易按照年度、多月、月度和多日開展，集中競價交易按照多月、月度和多日開展。
年度交易以次年年度內(nèi)的電量作為交易標的物（允許交易年內(nèi)多月電量），月度交易以次月、次月至當年年底內(nèi)（含特定月份）的電量作為交易標的物、月內(nèi)交易以D+2日至月底的電量作為交易標的物。
2.年度交易時，可開展汛期電網(wǎng)企業(yè)代理非市場機組掛牌交易，交易購售雙方為市場化機組和電網(wǎng)企業(yè)（代理非市場機組）。電網(wǎng)企業(yè)需在交易開始前2個工作日內(nèi)，披露非市場機組代發(fā)電量預測信息。
在年度電網(wǎng)代理購電掛牌交易中，電網(wǎng)企業(yè)在汛期月份掛牌負電量（非市場機組代發(fā)電量），由市場化機組摘牌，掛牌價格為年度電網(wǎng)代理購電價格。
電網(wǎng)企業(yè)預測次月非市場機組代發(fā)電量不足，可通過月度掛牌方式開展增量交易，電網(wǎng)企業(yè)掛牌次月負電量，市場化機組摘牌，掛牌價格為批發(fā)側市場化直接交易簽約加權均價，以燃煤市場化機組簽訂的中長期交易合同計算。電網(wǎng)企業(yè)預測次月非市場機組代發(fā)電量過多，可通過月度掛牌方式開展減量交易，電網(wǎng)企業(yè)掛牌次月正電量，市場化機組摘牌，批發(fā)側市場化直接交易簽約加權均價，以燃煤市場化機組簽訂的中長期交易合同計算。
電網(wǎng)企業(yè)代理非市場機組的日前出清電量按其中長期合約電量處理。

（三）交易時間
年度交易須在本年12月26日前完成，具體交易安排以交易中心發(fā)布的年度、月度及月內(nèi)交易公告為準。

（一）批發(fā)合同簽訂
1. 2026年貴州省電力中長期合同簽約履約在貴州電力交易平臺進行，經(jīng)營主體按照規(guī)范合同范本線上簽訂合同。
2. 售電公司和電力用戶在批發(fā)市場與發(fā)電企業(yè)、貴州電網(wǎng)公司統(tǒng)一簽訂年度三方電力中長期交易合同。
3. 燃煤發(fā)電企業(yè)以機組為單位、新能源企業(yè)以發(fā)電項目為單位簽訂中長期交易合同。
4. 月度和多日交易成交結果通知書視同為電子合同并作為執(zhí)行依據(jù)，不再組織簽訂三方合同。批發(fā)側交易合同、電網(wǎng)代理購電合同全部帶分時曲線簽訂。
（二）零售合同簽訂
1. 零售用戶須與售電公司簽訂零售穿透合同，在零售穿透合同中約定零售穿透比例及穿透結算價格。經(jīng)雙方協(xié)商一致，可按月調(diào)整零售合同電量、電價、穿透比例。穿透比例上限UL%為50%。
2. 零售用戶應確保零售平臺賬號信息真實、準確、完整，賬號名稱、密碼、手機號碼、手機驗證碼等信息應妥善保管，不向他人泄露，不與他人共同使用賬號，自主完成零售合同簽署。若用戶的管理員賬號綁定的手機號碼為售電公司人員，該售電公司三年內(nèi)不得直接參與電力市場交易，該手機號碼不能再用于電力市場賬號注冊。
3. 對于已直接參與市場交易的用戶，其全部工商業(yè)電量均需通過市場直接購買，鼓勵用戶通過競拍方式選擇售電公司，未及時與售電公司簽訂 2026年零售合同或未參與批發(fā)市場交易的，按照電力市場保底售電有關規(guī)定，執(zhí)行保底零售價格。
4. 零售用戶和售電公司在貴州電力市場零售平臺上簽訂生成的電子零售交易合同是貴州電力交易中心認可并執(zhí)行的唯一合同依據(jù)，零售交易合同須分別明確電能量價格（價格形成機制）、綠證價格。零售合同范本由貴州電力交易中心負責制定，并另行發(fā)布。

（一）電力中長期交易價格機制
1. 電力中長期市場的成交價格應當由經(jīng)營主體通過市場化方式形成。其中燃煤發(fā)電市場交易價格通過“基準價+上下浮動”范圍內(nèi)形成，基準價格為0.3515元/千瓦時，上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場交易價格不受上浮20%限制。
2. 新能源市場價格按照《貴州省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》及配套細則執(zhí)行。

（二）電網(wǎng)代理購電價格機制
1. 電網(wǎng)企業(yè)代理購電采取年度掛牌交易方式的，價格按當年年度集中競價交易加權平均價格確定，如未開展年度集中競價或集中競價電量占年度直接交易成交電量（不含電網(wǎng)代理購電量）比例低于20%，掛牌價格按照年度批發(fā)側市場化直接交易簽約均價執(zhí)行，以燃煤市場化機組簽訂的中長期交易合同計算。
2. 電網(wǎng)企業(yè)代理購電采取月度、月內(nèi)掛牌交易方式進行的，掛牌價格按上月月度集中競價交易加權平均價格確定。如未開展月度集中競價或集中競價電量占月度直接交易成交電量（不含電網(wǎng)代理購電量）比例低于20%，代理購電價格按上月批發(fā)側市場化直接交易簽約均價執(zhí)行，以燃煤市場化機組簽訂的中長期交易合同計算，需包含年度交易分解到月度交易合同。
六、交易結算
（一）結算周期及模式
電力批發(fā)市場采用“日清月結”“月度平衡”的結算模式，電費計算周期為日，以小時為基本計算時段，出具日清分臨時結算結果，發(fā)用電側分開解耦結算，各經(jīng)營主體合同電量和偏差電量分開計算，統(tǒng)一結算。以月度為周期出具結算依據(jù)，開展電費結算，根據(jù)需要開展退補清算。零售市場以月度為周期開展結算，并出具結算依據(jù)。
（二）綠電結算
電力用戶與新能源企業(yè)發(fā)電項目開展綠色電力交易時，按照證電分離方式結算，納入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量不重復獲得綠證收益，即按照合同電量及偏差電量結算方式開展電能量結算，環(huán)境溢價費用按照每筆綠色電力交易合同的電力用戶或售電公司的實際分配用電量、發(fā)電企業(yè)的上網(wǎng)電量扣減機制電量后剩余上網(wǎng)電量實際分配量以及雙方之間的合同電量三者取小確定，獲取相應電量的綠證。
（三）作為價格接受者的新能源發(fā)電企業(yè)結算
未參與交易且不報量不報價的新能源發(fā)電企業(yè)作為價格接受者直接參與現(xiàn)貨市場結算，由電網(wǎng)企業(yè)進行結算。未參與交易的新能源發(fā)電企業(yè)指從未參加過中長期和日前現(xiàn)貨申報或從未參加過日前現(xiàn)貨申報的新能源發(fā)電企業(yè)。

七、其他關鍵機制

（一）新能源參與市場銜接機制
新能源發(fā)電企業(yè)（風電、太陽能發(fā)電）上網(wǎng)電量按照《貴州省關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》要求全面入市，做好具體銜接。

1. 新能源中長期年、月凈合約電量上限
調(diào)整新能源發(fā)電企業(yè)中長期月度凈合約電量上限，為近三年該類型機組同期月份平均發(fā)電利用小時數(shù)乘以裝機容量乘以（1-機制電量比例），按月累加得到中長期年度凈合約電量上限。對于新投產(chǎn)新能源發(fā)電企業(yè)簽約限額按照其承諾投產(chǎn)日期容量計算限額，對于100%機制電量的新能源置零處理。近三年該類型機組同期月份平均發(fā)電利用小時數(shù)由調(diào)度機構在每年11月底前提供。如在年度交易前，仍未組織明確機制電量比例，新能源項目的機制電量比例按照《貴州省深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》中關于存量項目和增量項目的電量規(guī)模要求確定。
2. 新能源電量參與跨省優(yōu)先發(fā)電計劃
（1）已參與市場化交易的新能源電量參與跨省優(yōu)先發(fā)電計劃電量安排，根據(jù)跨省優(yōu)先發(fā)電計劃電量中新能源所承擔比例折算的新能源企業(yè)年度和月度總電量計劃，按照新能源發(fā)電企業(yè)中長期年度凈合約電量上限比例分解至各新能源企業(yè)，形成各新能源企業(yè)年度和月度電量計劃。
（2）現(xiàn)貨市場運行期間，貴州電力交易中心在D-2日前，將廣州電力交易中心提供的D日貴州送廣東“網(wǎng)對網(wǎng)”跨省優(yōu)先發(fā)電計劃小時電量，按以下方法分解到具體電廠：織金電廠織金送深電量按照廣州電力交易中心月度交易計劃中畢節(jié)送深電量進行日均分解，再按D日貴州送廣東“網(wǎng)對網(wǎng)”跨省優(yōu)先發(fā)電計劃小時電量曲線分解；其余發(fā)電企業(yè)根據(jù)D日貴州送廣東 “ 網(wǎng)對網(wǎng)”跨省優(yōu)先發(fā)電計劃小時電量扣減織金送深小時電量 后，按承接“網(wǎng)對網(wǎng)”跨省優(yōu)先發(fā)電計劃比例分解到發(fā)電企業(yè)，燃煤發(fā)電企業(yè)再按照容量比例分解到機組，新能源發(fā)電企業(yè)按照容量比例分解到項目，并推送至各發(fā)電企業(yè)。D-1日10:30前，各燃煤發(fā)電廠間或各新能源發(fā)電企業(yè)間可調(diào)整并確認各機組或項目跨省優(yōu)先發(fā)電計劃電量，逾期未調(diào)整確認的，默認采用上述分解結果。燃煤發(fā)電廠和新能源發(fā)電企業(yè)間不允許進行調(diào)整。

3. 新能源現(xiàn)貨申報要求
現(xiàn)階段，新能源場站以“報量報價”“報量不報價”“不報量不報價”三種方式參與現(xiàn)貨市場。“報量報價”和“報量不報價”的新能源項目須按月選擇是否參與日前現(xiàn)貨市場。

（二）電力用戶批零轉換機制
電力用戶全部電量可通過批發(fā)市場或零售市場購買，但不得同時參與批發(fā)市場和零售市場。電力用戶默認為零售用戶，未簽訂零售合同或零售合同在本季度末月內(nèi)執(zhí)行完畢的用戶，可在上一季末月20日前選擇參與批發(fā)市場，參與批發(fā)市場的電力用戶需明確其開展電力中長期批發(fā)交易的起始月份和終止月份，并按要求開通批發(fā)交易起始月份首日作為運行日的區(qū)域市場現(xiàn)貨申報權限，同步納入中長期交易范圍。對未及時取消本月區(qū)域市場現(xiàn)貨申報權限的用戶，在本月內(nèi)繼續(xù)參與現(xiàn)貨交易，可同步參加月內(nèi)多日中長期交易。
未在規(guī)定時間內(nèi)選擇參與批發(fā)市場或已取消區(qū)域市場現(xiàn)貨申報權限的用戶作為零售用戶，按季簽訂零售合同參與零售市場，未簽訂零售合同的用戶納入保底售電。零售用戶在同一合同周期內(nèi)僅可與一家售電公司確立零售服務關系，電力用戶全部電量通過該售電公司購買。合同最小周期為月。

（三）偏差處理機制
非現(xiàn)貨環(huán)境下，參與市場化交易的新能源企業(yè)，超發(fā)電量結算價格=發(fā)電側下調(diào)服務電量加權均價×K1，K1為發(fā)電側超發(fā)電量懲罰系數(shù)。當月系統(tǒng)未調(diào)用下調(diào)服務時，以月度集中競價交易最低成交價（或者統(tǒng)一出清價）乘以K1結算超發(fā)電量；如未開展月度集中競價或集中競價電量占月度直接交易成交電量（不含電網(wǎng)代理購電量）比例低于20%（不含），以批發(fā)側月度市場化直接交易簽約加權均價乘以K1結算超發(fā)電量。

（一）加強組織實施。省能源局與有關部門、電網(wǎng)企業(yè)和市場運營機構等做好工作銜接，建立工作機制，指導市場化交易具體工作推進。協(xié)調(diào)解決工作推進中出現(xiàn)的相關問題，按照有關規(guī)定履行主管職責。
（二）強化宣傳引導。各市、縣（市、區(qū)）電力市場化交易主管部門和電網(wǎng)企業(yè)要積極組織轄區(qū)內(nèi)電力用戶、發(fā)電企業(yè)參與電力市場交易，做好宣傳和引導工作。市場運營機構要按照本方案要求，及時開展政策宣貫工作，組織做好貴州電力市場交易各項工作。
（三）建立健全市場風險防控機制。貴州電力市場成員要強化風險意識，落實好防控措施，共同保障電力市場平穩(wěn)運行和電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。各經(jīng)營主體要誠信經(jīng)營、理性決策，依法合規(guī)參與電力市場交易，在合同簽訂時建立風險共擔利益共享的機制，暢通價格傳導。市場運營機構要加強市場風險警示，加強合同登記備案和結算管理，維護經(jīng)營主體合法利益，對異常交易行為、價格的經(jīng)營主體予以公開提醒。
九、其他事宜
（一）本方案由省能源局負責解釋。
（二）遇國家及省政策調(diào)整或重大市場變化，按最新政策規(guī)定執(zhí)行。