12月3日，江苏省发改委和江苏能源（850101）建管办联合发布《关于开展2026年电力（562350）市场交易工作的通知》。该通知以“扩准入、明规则、强监管、促绿色”为核心，结合现货交易、绿色电力（885936）交易等要求，对市场准入、交易电量、交易价格、交易组织与结算等关键环节作出了明确规定，既延续了电力（562350）市场化改革的大方向，又针对实践中的痛点优化了操作细节。
原文如下：
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市场准入“大扩容”：更多主体入场，竞争与机遇并存
1.发电企业
不管是省内的公用燃煤、燃气、核电（885571）、光伏、风电（885641）等机组，还是省外电源，都能参与江苏省内中长期交易。并网自备电厂只要承担相应社会责任、满足能效环保要求，也能加入交易行列。
2.电力用户
推进工商业用户全部进入电力（562350）市场，10千伏及以上的工商业用户原则上直接参与市场。用户可自主选择与发电企业直连(一类用户)或由售电公司代理(二类用户)。
3.售电公司
售电公司要想参与交易，必须按交易电量提供履约保函或履约保险，严格遵守《售电公司管理办法》《江苏省电力（562350）中长期交易规则(2023版)》等规定。《通知》还强化了售电公司的售后服务要求，合规运营与优质服务将成为核心竞争力。
4.新型主体
虚拟电厂（886004）、独立储能（885921）等新型主体，通过江苏电力（562350）交易中心完成注册后，就能参与市场交易。
交易电量“明规则”：签约比例有要求，绿电交易再升级
1.发电企业
光伏、风电（885641）：全省光伏、风电（885641）上网电量全部进入市场。集中式新能源（850101）可直接报量报价交易，具备分时计量条件的分布式新能源（850101）(光伏、风电（885641）)可直接参与交易、聚合参与交易或默认接受市场形成的价格，不具备的以及未在交易系统提交入市申请的，默认接受市场形成的价格。
分布式新能源（850101）(光伏、风电（885641）)主要参与月度和月内交易。
2.用户与售电公司
一类用户和售电公司的年度交易电量，原则上不低于上一年用电量的60%，月度及以上签约比例不低于预计用电量的80%(机制电量约20%计入签约比例)。
同时，新政鼓励售电公司与二类用户约定“电量与现货价格联动”机制，其中与现货实时市场价格联动的电量比例约10%，能有效控制价格波动风险。
交易价格“新机制”：浮动有范围，分时电价更给力
1.不同电源定价
核电（885571）、燃气、新能源（850101）：中长期交易价格不设限制，燃气机组执行气电联动政策，带补贴的光伏、风电（885641）参与常规交易仍能享受补贴。
绿电价格：包含电能量价格和绿色电力（885936）环境价值，零售侧的绿色电力（885936）环境价值需与批发侧一致，确保绿电价值不被稀释。
2.分时电价
市场化用户需衔接分时电价政策：峰段加权均价较平段上浮不低于60%，谷段加权均价较平段下浮不低于60%；
315千伏安以上工业用户还需执行尖峰、深谷电价，尖峰时段价格在峰段基础上上浮20%，深谷时段在谷段基础上下浮20%。
交易组织“提效率”：线上办理+风险防控，交易更省心
1.总体要求
中长期交易电量不低于市场交易总电量的90%，能有效平抑价格波动，保障电力（562350）供应稳定。同时，注册、交易、结算等业务全部线上办理，省去了线下跑流程的麻烦。
交易方式也各有侧重：年度交易可通过双边协商、集中竞价、挂牌三种方式进行；月度、旬交易以集中竞价为主；绿电交易主要采用双边协商方式，不单独组织集中竞价，适配绿电交易的个性化需求。
2.关键时间节点
年度交易：2025年12月11日(挂牌+竞价)、12日(协商)、15-16日(协商)、17日(挂牌+竞价)，想参与年度交易的主体需在对应时间完成申报与确认。
售电公司：2025年12月9日前需完成至少一笔2026年零售交易，否则可能影响后续交易资格。
3.结算规则
绿电结算支持小时级溯源，绿证收益按“合同电量、剩余上网电量、用户用电量”取小确定，公平合理；如果零售套餐参照的交易品种未成交，会按“现货月度均价→能量块均价→月度竞价均价→上月竞价均价→年度均价”的顺序替代结算，确保结算有依据。
政策影响“深解读”：四类主体该如何把握机遇？
1.发电企业：绿色转型是核心出路
机遇：市场空间扩大，省外电源入场倒逼企业提升效率；新能源（850101）全量入市+绿电交易升级，光伏、风电（885641）企业能锁定长期收益；燃煤机组容量电价提高+签约比例放宽，经营压力得到缓解。
挑战：市场化竞争加剧，低效、高排放机组可能被淘汰；新能源发电（884150）的波动性需要通过聚合交易、储能（885921）配套化解，对计量、调度能力提出更高要求。
建议：尽快完成年度、月度合同签约，新能源（850101）企业可布局绿电交易，燃煤机组需提升能效降低成本。
2.电力用户：优化用电结构+选对交易模式是关键
机遇：选择权大幅提升，10千伏及以上用户可直接对接发电企业议价；分时电价与现货联动机制，让错峰用电的企业能省更多钱；绿电交易常态化，方便企业实现ESG目标。
挑战：市场化电价有波动，对预算管理和市场化运营能力提出更高要求；特殊用户电价上浮1.5倍，高耗能企业转型压力增大。
建议：10千伏及以上用户尽快确定交易类型(一类/二类)，二类用户优先选择与现货联动的套餐，高耗能企业可通过节能改造或入市交易降低成本。
3.售电公司：合规+服务=核心竞争力
机遇：保底售电机制建立，降低用户流失风险；绿电交易、分布式聚合交易等新场景，带来多元化盈利空间；信息透明度提升，减少信息不对称。
挑战：履约保障、售后服务、价格预警等合规要求升级，中小售电公司可能被淘汰；零售套餐需与现货价格联动，对风险管控能力要求更高。
建议：按时提交履约保障凭证，完成首笔零售交易；优化套餐设计，强化售后服务，规范绿电电量分配流程。
4.新型主体：政策红利释放，抓紧布局窗口期
机遇：虚拟电厂（886004）、储能（885921）有了明确的入市规则，商业化路径清晰；分布式聚合交易机制，让聚合商与虚拟电厂（886004）能发挥更大作用。
挑战：作为新生事物，需要快速熟悉交易规则，匹配相应的技术与运营能力。
建议：按对应类别完成注册，明确交易规则差异；分布式聚合商需与发电主体签订规范合同，明确结算与偏差处理方式。
