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
《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》
国家发展改革委、国家能源局
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【整理版】 经国务院同意，2022年1月18日印发。 指导思想：构建竞争适度、保障有力的电力市场体系，更好服务经济社会高质量发展。工作原则：（1）总体设计、稳步推进——坚持全国一盘棋，注重顶层设计和地方探索结合；（2）支撑转型、安全可靠——服务碳达峰碳中和目标，保障电力安全可靠供应；（3）立足国情、借鉴国际——坚持市场化方向，从国情出发借鉴国际经验；（4）统筹兼顾、做好衔接——统筹短期与长期、省内与跨省、发展与安全。 （三）总体目标 到2025年，全国统一电力市场体系初步建成：国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等灵活调节电源参与市场，市场交易机制更加完善，电力价格信号更加灵敏。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成：新型电力市场交易机制更加成熟，新能源全面参与市场交易，市场主体竞争有序、行为规范，电价形成机制健全，电价信号充分反映电力供需、电源结构变化、短时供需波动和供需成本变化。 （一）加快建设国家电力市场：发挥北京、广州电力交易中心作用，打造由国家市场和省（区、市）/区域市场构成的两级电力市场体系；积极推进跨省跨区电力交易。（二）稳步推进省（区、市）/区域电力市场建设。（三）引导各层次电力市场协同运行。（四）有序推进跨省跨区电力市场间开放合作。 （一）持续推动电力中长期市场建设：以年合同为压舱石、月度合约连续流动，完善中长期交易周期，实现连续开市，允许灵活签订多年期合同。（二）积极稳妥推进电力现货市场建设。（三）持续完善电力辅助服务市场。（四）培育多元竞争市场主体：向新能源、储能、售电企业、批发用户等主体充分赋予交易权。 （一）规范统一市场基本交易规则和技术标准，推行电力交易机构独立规范运行。（二）完善电力价格形成机制：推动工商业用户全部进入市场，完善电网企业代理购电机制，保持居民农业用电价格稳定。（三）做好市场化交易与调度运行高效衔接。（四）加强信息共享和披露，推进电力交易平台互联互通、数据共享。 健全电力规划体系，强化电力规划与市场衔接；健全现代电力市场监管体制，创新监管方式；健全电力市场信用体系；健全电力应急保供机制。 （一）提升电力市场对高比例新能源适应性：引导新能源签订较长期限中长期合同、按报量报价方式参与现货市场，推动新能源从计划电向市场电转变。（二）因地制宜建立发电容量成本回收机制。（三）探索开展绿色电力交易：以市场化方式发现绿色电力的环境价值，体现绿色电力在外部环境、稳定效用等方面的价值；做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的衔接。（四）健全分布式发电市场化交易机制。 强化组织落实、营造良好改革氛围、加强培训宣传、及时跟踪评估。 市场体系建设时序：2023年前推动现货市场从试点转向连续运行，2025年前推动首批现货试点转入正式运行；中长期市场实现连续运营。跨省跨区交易方面，完善北京、广州电力交易中心组织的跨区跨省电能交易机制，推动"西电东送"等通道电量逐步市场化。电价机制方面，落实燃煤发电基准价制度，推动工商业用户全部进入市场、取消工商业目录销售电价，建立电网企业代理购电机制，保持居民农业用电价格稳定。新能源参与市场方面，引导新能源通过签订中长期合同锁定收益、以报量报价方式参与现货，探索容量补偿/容量市场机制回收固定成本。绿色电力交易方面，明确绿电环境价值通过绿证体现，做好绿电、绿证、碳市场三者衔接。 本网站行业信息均为AI整理，请以官方发布为准。国家发展改革委 国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见（发改体改〔2022〕118号）
一、总体要求
二、健全多层次统一电力市场体系
三、完善统一电力市场体系的功能
四、健全统一电力市场体系的交易机制
五、加强电力统筹规划和科学监管
六、构建适应新型电力系统的市场机制
七、加强组织实施
