部分省市2022年电力市场化交易政策速览

北京：电力市场化交易总电量规模拟安排780亿千瓦时

近日，北京市城市管理委员会发布关于对《北京市2022年电力市场化交易工作安排》公开征求意见的公告。公告明确，2022年，北京市电力市场化交易总电量规模拟安排780亿千瓦时。

市场参与方式。自2022年1月1日起，本市放开准入条件，执行大工业电价（工业电价）、一般工商业电价的电力用户可选择市场直接购电。申请参与市场化交易的电力用户无需办理准入，我委不再公布准入用户名单。用户直接向首都电力交易中心申请办理注册，鼓励全部工商业用户直接从电力市场购电。

交易组织安排。北京市电力市场化交易工作由北京电力交易中心、首都电力交易中心共同组织开展。

2022年北京按照年度、季度双边协商、月度集中竞价开展分时段电力中长期交易。年度、季度交易按月申报，月度交易包括月度直接交易及用电侧合同电量转让交易等。具体内容按照电力交易中心发布的交易公告执行。

直接交易价格。电能量交易价格为通过电力市场直接交易形成的价格，即发电侧价格。

北京市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。国网北京市电力公司为保障北京居民、农业用电价格稳定产生的新增损益（含偏差电费），按月由全体工商业用户分摊或分享。

发电企业直接报总量参与交易，交易价格执行单一报价，峰段、平段、谷段各时段电价一致。电力直接交易批发侧用户采用分时段报量、单一报价的模式，按照峰段、平段、谷段分别报量，以总量参与交易。

结算方式。2022年北京地区电力市场化交易结算方式按照华北能源监管局《关于印发<京津唐电网电力中长期交易结算规则（试行）>的通知》（华北监能市场〔2020〕250号）文件执行。如遇政策调整，按照新政策执行。

此外，2022年，北京市承担消纳责任的市场主体年度最低消纳责任权重预期性指标为19.44%（非水18.75%），具体消纳责任权重以国家能源局正式发布的约束性指标为准。鼓励承担消纳责任的市场主体优先通过绿色电力交易完成责任权重。

天津：电力市场化电力用户直接交易总规模暂定为300亿千瓦时左右

日前，天津市工业和信息化局发布关于做好天津市2022年电力市场化交易工作的通知，通知中称，2022年，天津地区电力市场化电力用户直接交易总规模暂定为300亿千瓦时左右，区外机组交易电量上限为当期交易电量总规模的30%，年度区外机组交易电量总规模上限为90亿千瓦时。

燃气机组电量入市交易暂按同台竞价考虑。天津大唐国际盘山发电有限责任公司、天津国华盘山发电有限责任公司、天津国投津能发电有限公司等三家500千伏发电企业纳入区内电量份额。电网企业代理购电交易与直接参与市场化交易执行相同的交易规则和区内外电量比例。电网企业代理购电产生的偏差暂不予考核。

2022年，天津批发市场交易按照年度、月度、月内交易周期开展。年度交易规模不低于全年交易总规模的80%，年度交易须按月分解计划申报，交易模式为双边协商交易、集中竞价交易模式。月度、月内交易以增量直接交易、合同电量转让交易为主，交易模式为集中竞价交易、挂牌交易模式。适时开展月内旬或周交易。

未与售电公司绑定的零售用户，其全部用电量暂按直接交易用户超用电量结算方式开展结算，待保底电价相关政策出台后按保底电价进行结算。

新疆：市场交易规模约为1040亿千瓦时

日前，新疆发改委发布新疆维吾尔自治区2022年电力直接交易实施方案（征求意见稿），方案指出，预计2022年全年市场交易规模约为1040亿千瓦时。10千伏及以上工商业用户（含不具备法人资格的工商业用户）原则上直接参与市场交易（直接向发电企业或售电公司购电），未直接从电力市场购电的工商业用户由代购企业代理购电（含已在电力交易平台注册但未曾参与电力市场交易的用户）。

年用电量在500万千瓦时及以上（南疆地区为300万千瓦时及以上）且接入电压等级在10千伏以上的工商业电力用户为大用户，其他用户为中小用户。大用户可直接向发电企业购电，中小用户原则上仅能向售电公司或者代购企业购电。大用户在新疆电力交易平台注册前应前往地（州、市）电力交易行政主管部门履行申报手续。

不符合国家产业政策的电力用户不直接参与市场交易，产品和工艺属于淘汰类和限制类的电力用户严格执行现有差别电价政策。

已直接参与市场交易在无正当理由情况下改由代理购电的用户，拥有燃煤发电自备电厂、由代购企业代理购电的用户，用电价格由代购企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加组成。已直接或由售电公司代理参与交易的高耗能企业，不得退出市场交易。

拥有燃煤自备电厂的用户应当按照国家规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴，未按规定承担相关费用的燃煤自备电厂企业不得自行或由售电公司代理参与交易，由代购企业代理购电。

宁夏：发电侧除优先发电计划以外电量全部进入市场

日前，宁夏回族自治区发展改革委发布《关于组织开展2022年电力直接交易工作的通知》意见建议的函。

交易电量。发电侧除优先发电计划以外电量全部进入市场。自治区重点扶持产业用户基数外电量进入市场；其他用户全部电量通过市场获得。

《通知》要求，每月20日组织开展次月月度电力直接交易。

用户与新能源企业交易，采用集中竞价交易方式，以统一边际价格出清。用户与新能源月度交易规模不超过其近六个月最大月度用电量（自治区重点扶持产业用户先扣除基数电量）的25%。新能源与用户申报价格原则上均不超过基准电价。

用户与煤电企业交易。采用集中竞价交易方式，以价差对撮合方式出清。按照高耗能用户、非高耗能用户的次序，分别与煤电企业开展两轮集中竞价交易。第一轮由区内统调公用燃煤电厂（不含银东配套电源）参与，第二轮由区内统调燃煤电厂参与。

《通知》明确用户准入条件：

10千伏及以上用户原则上直接参与市场交易，鼓励10千伏以下工商业用户参与市场交易，入市后用户可选择自主或由售电公司代理参与交易，暂无法直接参与市场交易的用户可由电网企业代理购电。

已直接参与市场交易又退出的用户，默认由电网企业代理购电。已直接参与市场交易的高耗能用户不得退出市场。

由电网企业代理购电的用户，可在每季度最后15日前选择下一季度起直接参与市场交易，用户应在交易平台进行注册，注册生效后方可参与交易。

甘肃:支持电力用户（售电公司）和发电企业以灵活可浮动的形式确定具体价格

甘肃省发展和改革委员会、甘肃省工业和信息化厅等部门联合发布《甘肃省2022年省内电力中长期交易实施细则》，细则指出已经选择市场化交易的发电企业和电力用户， 原则上不得自行退出市场。对符合正常退出条件的，依规办理退出市场手续；对存在扰乱市场秩序、弄虚作假等违法违规行为的市场主体，经查实后强制退市；对无正当理由退市 （含强制退市）的市场主体，依规实施惩罚性措施。

所有参加市场化交易的电力用户均执行输配电价顺价模式。电力用户的用电价格由电能量交易价格（直 接交易价格）、输配电价格、政府性基金及附加、辅助服务费用等构成，输配电价格、政府性基金及附加按照国家有关规定执行。售电公司代理开展交易的电力用户，其电费还应包含该用户与所委托售电公司确定的代理服务费用。

所有市场主体均应分时段进行报量、报价，体现不同时段电力商品属性。各时段申报电价的价差比例不得低于现行目录分时电价的价差比例，即高峰时段申报价格 不低于平段申报价格的 150%、低谷时段申报价格不高于平段申报价格的 50%。在未形成有效峰谷价格时，可出台分时段指 导价格或上下限价格。

支持电力用户（售电公司）和发电企业以灵活可浮动的形式确定具体价格，价格浮动方式由双方事先约定。鼓励市场主体参考行业上下游相关产品指数，协商建立“交易电价+上下浮动”动态调整机制，在相关产品价格变动达到一定幅度，可对交易电价进行相应浮动调整。相关机制可在电子合同中进行明确，也可通过补充协议等方式约定， 报交易中心备案后生效。

陕西：鼓励购售双方在中长期合同签订中明确交易电价随燃料成本变化合理浮动条款

12月6日，陕西省发改委发布《陕西省2022年电力直接交易实施方案》。方案指出，深化燃煤发电上网电价改革。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，上下浮动范围原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。鼓励购售双方在中长期合同签订中明确交易电价随燃料成本变化合理浮动条款，实行交易电价与煤炭价格挂钩联动，促进购售双方长期稳定利益共享。

实施原则为推进中长期市场连续运营、深化燃煤发电上网电价改革、稳妥推进分时段交易签约以及提高用户侧合同转移灵活性。

市场化交易范围

供给侧：有序推动燃煤发电企业全部上网电量进入电力市场，其中电网安全约束、民生保障电量按“保量竞价”原则在市场化交易中优先出清。

需求侧：有序推动工商业用户全面进入电力市场。

计量结算与合同偏差处理

市场化交易采用“月结月清、偏差结算”机制，交易中心依据合同分月电量和月度实际用电量进行月度结算，并对合同偏差电量按月进行清算。鼓励市场主体积极签订中长期合同，年度及以上中长期合同签约电量不低于前三年用电量平均值的80%，并通过后续月度、月内合同签订保障中长期合同签约电量不低于前三年用电量平均值的90%。输配电价格依据国家发展改革委核定的标准执行。政府性基金及附加按照国家有关规定执行。

山西：持续增加电力交易规模至1500亿千瓦时，扩大电力市场主体范围

日前山西省能源局发布《2022年电力市场交易组织方案》。方案明确持续增加电力交易规模：1500亿千瓦时，较2021年增加约8%。继续扩大电力市场主体范围，包括发电企业、电力用户、售电公司等。

中长期交易分为普通用户用电交易和战略性新兴产业用电交易。

普通用户用电交易中，年度、季度（多月）、月度、旬集中交易价格上下浮动原则上均不超过燃煤发电基准价的20%。高耗能企业不受20%限制。为体现分时价格信号，年度交易和季度交易总成交电量原则上不超过全年市场化普通用户用电交易电量的60%。

战略性新型产业用电交易按年度（多月）、月度、旬为周期开展交易，在普通用户用电交易之前组织，采用典型曲线。战略性新兴产业用电侧（含售电公司）只能在参与战略性新兴产业用电交易的用电侧市场主体间通过零价差转让合同处理偏差，发电侧战略性新兴产业用电交易合约转让不限于参与战略新兴产业用电交易的发电企业。

2022年1月起，电网企业通过参与场内集中交易（不含撮合交易）代理购电，主要采取挂牌交易方式，挂牌购电价格依据省发展改革委相关文件执行。

除国家明确外送的新能源企业之外，其余新能源发电企业优先参与省内交易，仅当出现新能源消纳困难时方可参与外送交易。省间绿电交易不受以上约束。

现货交易。2022年全年电力现货市场原则上继续全年连续结算试运行，力争尽快实现正式运行。

强化电力市场风险管控。建立电力市场交易风险防控机制，防止售电公司脱离发电企业和电力用户单边“赌市场”行为，探索将金融机构引入电力市场，对冲降低市场交易风险。

河北：电力直接交易规模暂定为950亿千瓦时

河北省发改委日前发布关于印发河北南部电网2022年电力中长期交易工作方案的通知。通知中明确，2022年电力直接交易规模暂定为950亿千瓦时。

河北南部电网燃煤发电上网电量原则上全部进入电力市场，鼓励工商业电力用户直接参与市场交易。电网企业代理购电用户电价由代理购电价格（含平均上网电价、辅助服务费用等）、输配电价（含线损及政策性交叉补贴）、政府性基金及附加组成。

鼓励高比例签约。电力用户年度交易电量不低于前三年用电量平均值的80%，并通过后续月度、月内交易保证中长期交易电量不低于前三年平均用电量的90%。

山东：2022年全省电力市场规模约3800亿千瓦时

山东省能源局近日发布《关于做好2022年全省电力市场交易有关工作的通知》，明确2022年全省电力市场规模约3800亿千瓦时，包括直接参与市场交易和电网企业代理购电。

《通知》明确，2022年1月起，电网企业通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易）代理购电，代购电量全部以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清，其中采取挂牌交易方式的，价格按当月月度集中竞价交易加权平均价格确定。未参与市场交易的可再生能源（省内、省外）、核电、小水电、三余机组等电量，按价格由低到高优先匹配居民、农业用电等保障性电量。如存在电量缺口，由电网企业通过市场化方式采购予以保障。

根据《通知》，发电侧方面，符合市场准入条件的燃煤发电机组全部参与电力市场。燃煤发电机组、新能源、独立辅助服务提供者等按照山东省电力市场交易规则参与电力市场交易。

用户侧方面，全面放开工商业电力用户参与电力市场交易。用户可作为批发用户直接参与市场交易，也可由售电公司代理、作为零售用户直接参与市场交易；暂未直接参与市场的电力用户，由国网山东省电力公司代理参与市场购电。高耗能企业参与市场交易的，交易电价不受上浮20%限制，国家另有规定的按国家规定执行。高耗能用户已直接参与市场交易的，不得退出市场交易；尚未直接参与市场交易的，原则上要直接参与市场交易；暂不能直接参与市场交易的由电网企业代理购电，用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加等组成。

安徽：电网企业代理购电产生的偏差考核电费由用户承担

日前安徽省能源局发布《关于印发2022年全省电力中长期交易实施方案的通知（皖能源电力〔2021〕62号）》，其中提到：2021年未参与市场交易的电力用户,可以由电网企业 代理,电 网企业代理的电力用户为代理购电用户。一级用户、二级用户名下工商业电量原则上全部参与 市场交易,代理购电用户名下工商业电量原则上全部由电网企业代理参与市场交易。因无正当理由退出电力市场、与多家售电公司同时签订代理合同等原因被暂停交易资格的电力用户,一 年内不得申请参与市场交易,由电网公司代理购电,代理购电价格按照电网公司代理其他用户购电价的1.5倍执行。

各类市场交易在“基准价格+上下浮动”范围内形成交易价格,上下浮动范围不超过20%;高耗能企业与其他用户在市场交易中分开组织交易,高耗能企业市场交易价格不受上浮 20%限制。

市场主体合同偏差电量允许范围为ˉ5%~+5%,超出部分偏差电量按现行燃煤发电基准价10%缴纳偏差考核电费。偏差考核电费季结季清,按照发、用电侧市场交易电量在同侧等比例返还。

售电公司产生的季度偏差考核电费,与其二级用户各承担50%。电网企业代理购电产生的偏差考核电费,由代理购电用户承担。

江苏：光伏发电按照全年不超过900小时、风电按照全年不超过1800小时电量参与年度市场交易

11月19日，江苏省发展改革委、江苏能源监管办公布了《关于开展2022年电力市场交易工作》的通知。

《通知》明确，对于省内统调光伏、风电机组的绿色电力市场交易电量按照实际交易电价结算。带补贴的统调光伏、风电机组参与市场交易部分的电量，不再领取可再生能源发电补贴或申请绿证，可不计入其全生命周期保障收购小时数。

此外，该文件对符合条件参与市场交易的发电企业、电力用户以及售电公司制定了相应的电力市场交易电量规定。

燃煤机组：公用燃煤机组全部参与市场交易。10万千瓦以上燃煤机组全年中长期市场交易电量上限（不含优先发电电量）暂按4000小时设置，其中年度交易电量不超过3500小时。10万千瓦及以下燃煤机组视情况参与年度和月度交易。

核电机组：江苏核电有限公司全年市场交易电量不低于200亿千瓦时，其中年度交易电量不低于160亿千瓦时。

燃气机组：结合天然气资源等情况参与月内挂牌等市场交易。

电力用户及售电公司：一类用户年度交易电量应为其前三年用电量平均值的60%-75%,售电公司年度交易电量应为其所有签约用户前三年用电量平均值之和的60%-75%,否则不得参与2022年市场交易。

一类用户、售电公司暂按不超过实际用（售）电量的10%以当月电网企业代理购电价格结算。

参与绿电交易的售电公司应当在与二类用户签订的购售电合同或补充协议中，明确绿色电力交易电量、价格以及消纳量归属等信息。（选择与发电企业直接交易的用户为一类用户，选择由售电公司代理交易的用户为二类用户）

同时，文件还规定了市场交易价格浮动范围为燃煤机组发电基准价上下浮动原则上不超过20%（0.3128 0.4692元/千瓦时）,高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。

各市场主体签订年度中长期交易合同时，应当充分考虑电力供需平衡、燃料价格等因素，约定价格浮动机制。若售电公司与二类用户签订多年购售电合同，可通过签订补充协议等方式，约定价格浮动机制。

对于已参与市场交易、无正当理由改为电网企业代理购电的用户，拥有燃煤发电自备电厂、由电网企业代理购电的用户，以及未参与市场交易由电网企业代理购电的高耗能企业，用电价格为电网企业代理购电价格的1.5倍加上输配电价、政府性基金及附加。

偏差电量的考核与结算按照月结月清方式。

江西：鼓励统调光伏、风电机组自愿参与绿色电力市场

12月17日，江西省能源局发布关于印发《江西省2022年电力市场化交易实施方案》的通知。详情如下：

发电企业：除保障居民、农业用电的电源外，原则上其他各类电源应参与电力市场化交易，确保发、用两侧可交易电量规模匹配。现阶段，暂由以下电源参与电力市场化交易，后续将根据国家和省工作要求、优发电源界定、电网代理购电规模等情况适时调整电源入市要求。

1.燃煤机组∶符合国家基本建设程序并取得电力业务许可证（发电类）、纳入省级及以上统一调度管理的火电机组。2022年新建成的统调火电机组在完成168小时试运行后可参与电力市场化交易，并尽快取得电力业务许可证（发电类）。为保障电力供需平衡与电网安全，30万千瓦级及以上机组年度必发上网电量暂定不低于2000小时。

2.统调可再生能源机组∶鼓励统调光伏、风电机组自愿参与绿色电力市场。

电力用户：10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场化交易（直接向发电企业或售电公司购电），暂无法直接参与市场化交易的由电网企业代理购电;鼓励其他工商业用户直接参与市场化交易。

售电公司：已完成注册、承诺、公示和备案程序且符合要求的售电公司。

绿色电力交易：组织完全市场化或自愿参与的统调风电、光伏发电企业探索常规化开展绿色电力交易，建立月度、月内交易模式。同时，探索统调风电、光伏企业上网电量"保量保价"部分签订厂网问购售电合同，纳入电力中长期合同管理，建立合同偏差调整和考核机制。

交易方式。综合考虑分时电价、代理购电等政策对市场化交易的影响，2022年电力市场化交易设置过渡期，过渡期为1月1日起至分时电价政策出台前。过渡期内，按照"年度+月度+月内"的交易周期开展常规交易和分时段交易。分时电价政策出台后至分时段交易方案出台前，所有市场化交易用户应执行新的分时电价政策。待分时段交易方案制定后，按照本方案和分时段交易方案参与常规交易或分时段交易。统调风电、光伏企业厂网间购售电合同参照开展，暂不进行偏差结算。

交易价格。燃煤发电市场交易价格执行“基准价+上下浮动”市场化机制，上下浮动范围原则上不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受20%限制。

对于已参与市场交易、无正当理由情况改由电网企业代理购电的用户，拥有燃煤发电自备电厂、由电网企业代理购电的用户，以及未参与市场交易由电网企业代理购电的高耗能企业，用电价格为电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加组成。

浙江：现货市场交易电量占比不高于10%

12月10日，省发改委、省能源局、浙江能监办联合发布了《2022年浙江省电力市场化交易方案》和2022年度江省电力市场化交易相关工作通知，浙江电力市场正式开始启动。

《方案》提到2022年浙江电力市场化交易规模根据全省工商业用户年度总用电量规模确定。其中，中长期交易电量占比不低于90%，现货市场交易电量占比不高于10%。

工商业用户须全电量参与市场交易。110千伏及以上用电电压等级的工商业用户应参与电力现货市场交易，现货交易电量不高于其前三年用电量平均值的10%，剩余交易电量为中长期交易电量。

其他工商业用户交易电量原则上全部为中长期交易电量。其中，年度交易电量原则上不低于其前三年用电量平均值的70%，其余交易电量通过月度交易或（和）现货交易实现。

鼓励售电公司结合实际（具备分时计量等条件）代理工商业用户参与现货市场交易，现货交易电量比例不高于代理用户前三年总用电量平均值的10%。

省内发电企业

煤电：省统调煤电全年市场化交易电量暂按2600亿千瓦时确定（根据年用电增长适时调整）。

气电:省统调气电全年市场化交易电量上限暂按150亿千瓦时确定（根据气源、气价等情况适时调整），各机组（发电企业）交易电量上下限按照年度交易工作通知确定。

核电：中核集团秦山一期全年市场化交易电量占其年发电量的50%。三门核电全年市场化电量占其年发电量的10%。

水电：乌溪江水电、三溪口水电、北海水力发电等省统调水电年发电量全部为市场交易电量。

风电光伏：无补贴的风电和光伏发电参与绿电交易，鼓励有补贴的风电和光伏发电企业（综合补贴和绿电交易价格等因素）与电力用户自主协商参与绿电交易。交易电量全部为中长期交易电量。

省统调煤电、核电和水电的现货交易电量比例原则上分别不高于10%。省统调气电现货交易电量比例原则上不高于30%，具体按照现货结算试运行方案确定。

省外来电参与浙江电力市场化交易，现货交易电量原则上比例不高于10%。

广东：电力市场交易规模5500亿，鼓励发电企业和售电公司及批发大用户多签、签实年度中长期合同

12月3日，日前广东省能源局发布《关于做好2022年电力市场年度交易工作的通知》，称2022年电力市场规模约5500亿千瓦时，电力市场年度交易规模3150亿千瓦时，年度交易包括年度双边协商交易和年度挂牌交易，成交电量达到3150 亿千瓦时结束年度交易。先开展年度双边协商交易，上限为3000亿千瓦时;后开展年度挂牌交易，上限为年度规模上限3150亿千瓦时扣除年度双边协商交易成交电量。在此基础上若仍有剩余电量，市场主体可在年内每月提交后续月份的年度中长期合同。

允许发电企业和售电公司、售电公司和零售用户在2021年底和2022年内，分别按需签订后续月份不同周期（如年、半年、季度或多月等）的年度中长期合同、零售合同。在批发合同中宜增加一次能源价格联动条款；在零售合同中不少于10%实际用电量比例的部分应采用市场价格联动方式，鼓励零售合同中增加一次能源价格联动条款。在双方协商一致的情况下，市场主体可每月调整价格。

批发侧年度合同为“绝对价格+曲线”模式，按照“基准价＋上下浮动”原则，上限为0.554元/千瓦时，下限为0.3724元/千瓦时。零售侧为分峰平谷的绝对价格零售合同，市场购电用户价格由电能量价格、输配电价、政府性基金及附加、辅助服务费用、市场分摊费用等组成。

通知区分直接参与市场交易的电源（“市场交易电源”）和作为价格接受者、不直接参与市场交易的、电网企业代理购电的市场电源（“市场代购电源”）。

燃煤电厂方面。省内燃煤电厂上网电量（含自备电厂上网电量）全部进入市场。其中，中调及以上燃煤电厂（含“点对点”送电的鲤鱼江、桥口电厂）作为市场交易电源；地调燃煤电厂可选择作为市场交易电源或市场代购电源；省内燃煤自备电厂上网电量进入市场，仅作为市场代购电源。燃气电厂方面。中调及以上燃气电厂上网电量全部进入市场，作为市场交易电源；地调燃气电厂可选择是否进入市场（进入后不允许退出），可选择作为市场交易电源或市场代购电源。核电方面。岭澳核电和阳江核电进入市场，直接参与市场交易。2022年起，适时选取可再生能源、储能示范应用项目及可调节负荷等试点参与电能量市场交易。进入市场的燃煤、燃气电厂不再安排基数电量。

自2022年1月1日起，南方（以广东起步）电力现货市场进入全年连续结算试运行。通知对变动成本补偿机制、用户侧峰谷平衡机制、容量补偿机制（适时考虑）、市场分摊机制、市场管控措施进行了明确。

2022年持续开展日前需求响应交易，研究建立直控虚拟电厂容量竞价、可中断符合交易等交易品种，与日前需求响应交易、有序用电相衔接，在市场购电用户和电网代购用户资源中培育形成年度最大用电负荷5%左右的稳定调节能力。

可再生能源参与绿电交易转为绝对价格模式，具体安排另行通知。