11月17日，江西省能源局发布关于征求2026年全省电力市场化交易有关意见的公告。文件明确，2026年，江西电力市场深化中长期交易机制，继续开展现货市场连续结算试运行，进一步做好峰谷分时电价政策与电力市场的衔接、中长期市场与现货市场的衔接，保障电力市场平稳运行，力争年内现货市场转正式运行。

（一）中长期交易

为做好中长期市场与现货市场的衔接，采取分时交易模式开展中长期交易。交易周期分为年度交易、月度（多月）交易、月内交易（日滚动交易），交易方式包括双边协商、集中竞价交易、挂牌交易及滚动撮合交易等。为充分发挥电力中长期合约保供稳价基础性作用，要求高比例签订电力中长期合同，市场化电力用户和燃煤发电机组年度中长期合同签约电量不低于上一年用电量/实际上网电量的**%，并通过后续月度（多月）、月内（日滚动）合同签订，保障全年中长期合同签约电量不低于**%。鼓励新能源企业参与年度交易。中长期交易合同应明确分时电量、分时价格、结算参考点等关键要素。

1.年度交易。年度交易采用“集中竞价+双边协商”方式开展。集中竞价按时段组织，分解形成各月48时段电量、电价。各市场化电力用户和燃煤发电企业集中竞价交易达成的交易合同电量应不低于年度中长期交易合同电量的5%，集中竞价未达到交易合同电量5%的电量纳入中长期合同偏差回收，鼓励新能源企业参与集中竞价交易。进一步完善分时段交易模式，年度双边协商由购售双方自行约定，形成各月交易均价和分时电量。各经营主体次月交易开市前，在购售双方协商一致且不影响其他经营主体交易合同执行的基础上，允许通过电力交易平台调整当月各时段电量、电价，各时段交易价格可参照省内峰谷分时电价或现货结算试运行期间价格进行协商（如制定省内中长期价格与现货价格衔接机制，按相关规定执行），形成各月48时段电量、电价，分月合同电量、均价保持不变，若协商不成则按《江西省发展改革委关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知》（赣发改价管〔2025〕463号）相关要求执行。

2.月度（多月）交易。多月交易按月连续运营，在每月月度交易前采用“集中竞价+挂牌交易”方式开展，集中竞价按时段组织分解形成各月48时段电量、电价，挂牌交易按曲线组织形成各月48时段电量、电价，交易标的物为次月至年底各月48时段电量，经营主体根据自身需求通过多月交易调整合同电量；月度交易采用集中竞价、滚动撮合、挂牌交易方式开展，月度集中竞价按48时段组织。经营主体通过集中交易形成月度48时段交易合同，按照交易周期日历天数分解至每日对应的48时段。

3.月内（日滚动）交易。各经营主体月内交易（日滚动交易）按照“D-2”日48时段交易模式开展，按需组织挂牌交易。“D-2”日交易采用集中撮合交易方式，交易双方申报D日至D+9日48时段量、价，电力交易平台汇总经营主体提交的统一集中申报信息每15分钟开展一次出清，按照价格优先等原则进行撮合成交，价格一致时按照比例出清电量。

（二）现货交易

采取集中式、全电量优化模式开展现货交易，实现日前市场与可靠性机组组合分开，发电侧“报量报价”参与现货交易，新能源、电力用户自愿参与日前市场。参与日前市场的电力用户，其申报量纳入日前市场出清，出清结果仅用于市场结算。新能源功率预测全量参与日前可靠性机组组合出清，出清结果仅用于实际执行。

（三）电网企业代理购电交易

原则上电网代理购电工商业用户、居民和农业用户应分别参与市场。居民、农业用电（含线损电量）由国网江西省电力有限公司开展月度分时电量及典型用电曲线预测，与省内优先发电、电网企业省间购电等电量优先匹配，不足部分形成分时段购电需求，并通过市场化方式结合交易周期合理申报采购电量。由电网代理购电的工商业用户与直接参与市场交易的工商业用户执行统一的市场规则。

电网代理购电用户以“报量不报价”方式，参与年度、月度（多月）交易、月内（日滚动）等交易。依据发、用侧年度双边协商交易与集中竞价交易加权均价作为挂牌价格，组织电网企业代理用户购电挂牌交易；月度集中竞价交易中电网企业代理购电作为价格接受者参与；月内按需开展电网企业代理购电挂牌交易。电网企业代理购电用户与其他用户平等参与市场交易，公平承担责任义务。

（四）新能源交易

现阶段，机制电量不再开展其他形式的差价结算，由电网企业代表全体用户与新能源场站签订机制电量中长期合约，合同价格明确为实时市场同类项目加权均价，相关电量同步计入用户侧签约比例。在月度交易前，江西电力交易中心根据电网企业提供的次月机制电量曲线，按照用户侧次月年度、多月交易各时段的分月合同电量占比，将机制电量曲线分解至用户侧各经营主体并发布，用户侧各经营主体扣减其对应的机制电量曲线后参与市场化交易。

原则上集中式新能源的机制外电量均应参与市场化交易，可自愿选择参与绿电交易。

支持分布式新能源直接或通过聚合方式参与市场交易，对于未直接或聚合参与的，暂作为价格接受者参与市场交易，价格接受月度发电侧实时市场同类型项目价格，探索可溯源的220kV节点实时市场同类项目价格结算方式。鼓励分布式新能源机制外电量直接或聚合后，与同一220kV配电网内的电力用户通过电力交易平台开展分时绿电交易。

（五）零售市场交易

零售电力用户需按照相关要求完成市场注册、零售合同签订等工作。江西电力交易中心以电力交易平台签订的零售合同（套餐）作为结算依据。已参与市场化交易的零售电力用户未及时签订新的零售套餐，视为批发电力用户，接受现货市场偏差结算。执行峰谷分时电价政策的零售电力用户，应与委托代理售电公司签订分时零售套餐，保障批发市场交易价格有效传导。参与电力现货交易的用户原则上不再执行工商业分时电价政策。

关于交易价格，文件明确，燃煤发电市场交易价格按照《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）和《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）等有关规定执行。购售双方在年度中长期双边协商交易采用“交易均价+浮动”的价格形成机制，在月度交易开始前，经购售双方协商一致，在保持年度双边协商交易均价、时段交易电量不变的情况下，允许调整后续各月份年度双边协商交易合同时段划分及对应时段的交易电量、电价。

参与电力市场化交易的工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。输配电价、政府性基金及附加按照国家有关规定执行。

绿色电力交易价格根据供需关系市场形成，绿色电力交易价格应在对标燃煤市场化均价基础上，进一步体现绿色电力的环境价值，在成交价格中分别明确绿色电力的电能量价格和绿证价格。

现货市场全电量按现货市场价格结算，中长期合同电量按中长期合同价格与中长期结算参考点的现货价格差值结算。经营主体在参与交易前选择结算参考点，按年自行选择为实时市场任一节点或统一结算点，默认为统一结算点。