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
关于印发《四川省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知（川发改价格〔2025〕480号）
四川省发展和改革委员会、四川省能源局
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各市（州）发展改革委（能源局、办）、电力运行主管部门，国网四川省电力公司，四川电力交易中心有限公司，地方电网企业，各市场主体： 为全面贯彻落实党的二十届三中全会精神，深化新能源上网电价市场化改革，根据国家发展改革委、国家能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），结合我省实际，省发展改革委、省能源局研究制定了《四川省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》，现印发你们，请抓好贯彻执行。 四川省发展和改革委员会 四川省能源局 2025年9月29日 坚持市场化改革方向，建立适应四川新能源发展特点的可持续发展价格结算机制，推动风电、光伏新能源上网电量全面参与电力市场交易，确保2025年底前实现新能源上网电价全面市场化。 坚持深化改革：新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。坚持分类施策：存量与增量项目分类施策。坚持统筹协调：加强与电力中长期、现货、辅助服务市场衔接，强化与新型储能、虚拟电厂、绿电绿证交易、电网企业代理购电等政策协同。 （一）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价全部通过市场交易形成。 （二）建立“多电源参与、全电量优化、全水期覆盖”的电力现货市场；新能源公平参与实时市场、自愿参与日前市场，具条件项目“报量报价”参与现货；价格下限综合考虑绿色环境价值、碳交易市场等其他收益确定。 （三）完善中长期市场，缩短交易周期、逐日开市；探索多年期购电协议；建立分布式光伏、分散式风电参与中长期市场规则。 （四）完善辅助服务市场品种，建立备用辅助服务市场，鼓励新能源参与。 （五）建立新能源可持续发展价格结算机制：对纳入机制的“机制电量”，由电网企业按机制电价与市场交易均价之差开展差价结算，费用纳入系统运行费用、由全省工商业用户分摊或分享。 （六）存量新能源项目（2025年6月1日前投产）：机制电量上限按现行优先电量规模（风电400小时、光伏300小时）确定，机制电价按燃煤发电基准价0.4012元/千瓦时执行，执行期限按剩余合理利用小时数与投产满20年孰早确定。 （七）增量新能源项目（2025年6月1日及以后投产）：机制电量、电价通过竞价形成，2025、2026年竞价上下限分别按0.4012元/千瓦时、0.2元/千瓦时确定，执行期限12年。 （八）强化与新能源发展规划协同，各地不得变相增加新能源项目非技术性投资和运营成本。 （九）强化与储能发展协同：取消强制配储，已签租赁合同妥善处理。 （十）强化与电网企业代理购电制度衔接。 （十一）加强地方电网、增量配电网政策衔接。 （十二）强化与绿电绿证交易政策协同：省内绿电交易不单独组织集中竞价、滚动撮合；绿电交易价格分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格；绿证收益按合同电量、扣除机制电量后剩余上网电量、用户绿电交易实际结算电量三者取小值确定；纳入机制的电量不重复获得绿证收益。 （十三）凝聚改革共识；（十四）强化政策执行；（十五）建立常态化成本调查制度；（十六）加强风险防控，依法查处操纵市场价格、串通报价；（十七）做好跟踪评估，条件成熟时择机退出机制。 本方案自印发之日起执行，现行政策与本方案不符的，以本方案规定为准。 官方附件下载入口见上方「查看原文」 本网站行业信息均为AI整理，请以官方发布为准。四川省深化新能源上网电价市场化改革实施方案
一、总体目标
二、基本原则
三、推动新能源上网电价全面由市场形成
四、建立健全支持新能源高质量发展的制度机制
五、强化政策衔接协同
六、保障措施
官方附件
