广东10KV及以上工商业电力用户与广东电力市场低压工商业用户参与市场交易(低压工商业用户详情请咨询)
用户所有工商业用电电量均由售电公司代理参加市场交易，且仅可由一家售电公司代理
成交电价均指市场化交易成交电价，即售电公司代理用户参加市场交易的电价，不包含上网环节线损费用、输配电费、系统运行费用、政府性基金及附加
合同签订一般以年为单位，电网代购用户按季度入市
山东国网代购客户按照季度入市，不分电压等级
电力用户一年内不能同时参与批发市场与零售市场
零售用户一个合同周期内只能与一家售电公司确定代理关系
甘肃工商业电力用户原则上全部参与市场交易不限电压等级
电力用户一年内不能同时参与批发市场与零售市场
零售用户一个合同周期内只能与一家售电公司确定代理关系
由网代购转直购用户内需在每月15日前向电网机构提出申请并在下月生效
新报装用户电力交易平台完成注册后可直接参与市场
除居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电以外的电力用户原则上可以参与市场交易
电网代购转市场化用户，先进行注册，每季度最后15日前选择下一季度直接参与市场交易
零售用户一个合同周期内只能与一家售电公司确定代理关系
售电公司与电力用户其中一方在上海电力交易平台发起零售服务关系绑定并上传材料，另一方确认后提交至上海电力交易中心，核验通过生效后次月可参与市场化交易
除居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电以外的电力用户原则上全部参与市场交易
电网代购转市场化用户，先进行注册（智能注册人工审核注册），每季度最后15日前选择下一季度直接参与市场交易
零售用户一个合同周期内只能与一家售电公司确定代理关系
零售用户先线下签约再线上绑定:每月15日前（8:30~17:00）组织线上签约，即售电公司与二级用户在平台上进行代理关系和套餐确认
10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易，其他工商业用户鼓励直接参与市场交易
零售用户一个合同周期内只能与一家售电公司确定代理关系
电网代购转市场化用户先进行注册，与售电公司通过零售商城服务平台（电力交易平台和“e-交易'App）签约生效后，次月可参与交易
已注册的电力用户新增（删除）用电单元，生效次月起参与（不参与）电力市场交易结算
江苏工商业电力用户原则上全部参与市场交易不限电压等级
售电公司与零售用户通过江苏电力交易中心平台或e-交易app签约
用户所有工商业用电电量均由售电公司代理参加市场交易，且仅可由同一家售电公司代理
新入市用户全年均可进行入市注册，每月最后两个工作日前可与售电公司进行签约
陕西工商业电力用户原则上全部参与市场交易不限电压等级
售电公司与零售用户通过陕西电力交易中心平台或e-交易app签约
用户所有工商业用电电量均由售电公司代理参加市场交易，且仅可由同一家售电公司代理
合同签订一般每月15日前可进行绑定，全年均可注册
全市工商业电力用户原则上全部参与电力市场化交易，交易模式分为直接参与市场交易(用户直接向发电企业或售电公司购电)、间接参与市场交易（用户通过电网企业代理购电）
已入市的用户在每月24日15:00前，签订次月到12月的零售合同
电网代理购电用户按季度入市，每季度最后15日前在交易平台完成注册和合同录入，则下个季度就能入市
新增用户（或用电户号）：直接参与市场交易的时间不受每季度最后15日限制，可在接电后30天内且当月24日前完成市场注册和合同录入（可签当月至12月的合同），次日生效
10千伏及以上工商业用户原则上全部参与电力市场化交易，参加市场化交易的电力用户全部电量需通过批发交易或零售交易购买，且不得同时参加批发交易和零售交易
工商业用户在每月20日（含）前完成注册的，可在当月签订次月及后续月份的零售合同
工商业用户在每月20日后完成注册的，可在当月签订次月签订次次月及后续月份的零售合同
除居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电以外的电力用户原则上可以参与市场交易
电网代购转市场化用户，先进行注册，新用户按月度入市（每月度最后15日前），注册生效后下一月度成为市场化用户
零售用户一个合同周期内只能与一家售电公司确定代理关系
售电公司与电力用户其中一方在新疆电力交易平台发起零售服务关系绑定并上传材料，另一方确认后提交至新疆电力交易中心，核验通过生效后次月可参与市场化交易
国家发展改革委国家能源局关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知
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2024年2月7日印发，自2024年3月1日起执行。 （一）完善调峰市场交易机制，现货连续运行地区引导现货实现调峰功能、调峰及顶峰调峰容量等类似市场不再运行；现货未连续运行地区原则上风电光伏不作为调峰服务提供主体，通过市场竞争确定出清价格和中标调峰出力；区域调峰、存在电能量交换的区域备用应转为电能量交易。 （二）合理确定调峰服务价格上限，原则上不高于当地平价新能源项目上网电价。 （三）规范调频市场交易机制，原则上采用基于调频里程的单一制价格机制，调频费用=出清价格×调频里程×性能系数； （四）性能系数最大不超过2，调频里程出清价格上限不超过每千瓦0.015元。 （五）规范备用市场交易机制，采用基于中标容量和时间的单一制价格机制，备用费用=出清价格×中标容量×中标时间； （六）备用服务价格上限原则上不超过当地电能量市场价格上限。 （七）合理确定辅助服务需求，可探索爬坡等辅助服务，不得事后调整结算公式确定费用规模； （八）健全费用传导机制，现货未连续运行地区原则上不向用户侧疏导辅助服务费用，现货连续运行地区符合要求的调频、备用费用由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担； （九）规范费用结算，用户承担的辅助服务费用纳入系统运行费用随电费结算，现货连续运行地区采用日清月结，各品种补偿分摊考核费用单独计算并在结算单列。 （十）推动各类经营主体公平参与、不得指定或歧视特定主体，已获容量电费的经营主体应参加辅助服务市场报价； （十一）加强辅助服务市场与中长期、现货市场统筹衔接，现货连续运行地区推动联合出清； （十二）健全辅助服务价格管理工作机制，市场规则由国家能源局会同国家发展改革委另行制定，下发后六个月内重新明确辅助服务价格机制和水平； （十三）加强市场监测和监督检查。本通知自2024年3月1日起执行，现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知为准。 调峰：现货连续运行地区由现货实现调峰功能、独立调峰市场不再运行；调峰价格上限不高于当地平价新能源上网电价。调频：基于调频里程单一制价格，费用=出清价×里程×性能系数，性能系数最大2、里程出清价上限0.015元/千瓦。备用：基于中标容量和时间单一制价格，价格上限不超过当地电能量市场价格上限。费用传导：现货未连续运行地区原则上不向用户侧疏导辅助费用；连续运行地区调频备用费用由用户用电量和未入市上网电量共同分担；日清月结、单列结算。准入公平：不得歧视特定主体，已获容量电费主体应参与报价；辅助服务市场与中长期、现货统筹衔接，连续运行地区联合出清。自2024-03-01执行。 本通知建立调峰、调频、备用三类辅助服务的价格形成机制和上限标准（调频里程0.015元/千瓦、性能系数≤2），并明确费用向用户侧传导的边界，是辅助服务价格机制的纲领性文件。 组织实施：本通知下发后六个月内，各地按程序重新明确辅助服务价格机制和水平；国家发展改革委、国家能源局加强顶层设计，电力辅助服务市场规则由国家能源局另行制定；电网企业定期将辅助服务交易价格、费用和分摊情况报国家发展改革委、国家能源局并向经营主体披露。 本通知自2024年3月1日起执行，现行政策相关规定与本通知不符的以本通知为准。各地在六个月内重新明确辅助服务价格机制和水平；电力辅助服务市场规则由国家能源局会同国家发展改革委另行制定，本通知为价格机制纲领。 本网站行业信息均为AI整理，请以官方发布为准。二、优化调峰辅助服务交易和价格机制
三、健全调频辅助服务交易和价格机制
四、完善备用辅助服务交易和价格机制
五、规范辅助服务价格传导
六、强化政策配套
