代理购电价
、多月、月度、周及多日等周期的中长期交易，允许供需双方自主确定中长期合同的量价、曲线等内容，不对中长期签约比例进行限制。新能源项目可公平参与实时市场。加快完善自愿参与日前市场机制。完善市场价格机制。适当
31日投产的项目，机制电量比例取80%。(3)机制电价。竞配式并网项目执行原竞配价格，其余项目均按我省煤电基准价0.4298元/千瓦时执行。(4)执行期限。按照20年减去截至2025年12月31日项目
原竞配价格，其余项目均按我省煤电基准价0.4298元/千瓦时执行。二、增量项目：政策：2025年6月1日至2026年12月31日期间新建投产的海上风电项目按年上网电量的80%确定，陆上风电和光伏项目按
市场交易。后续根据市场建设情况，逐步放开各类电源进入市场参与交易。2.健全市场交易机制。新能源项目可参与年度、多月、月度、周及多日等周期的中长期交易，允许供需双方自主确定中长期合同的量价、曲线等内容，不对
价〔2022〕185号)同时废止。期间如遇国家政策调整，按国家规定执行。原文如下：自治区发展改革委关于印发《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案(试行)》的通知新发改能价〔2025
、多日、逐日开市。供需双方结合新能源出力特点，合理确定并灵活调整中长期合同的量价、曲线等内容。(二)强化政策协同。做好优先发电计划与机制电量的衔接，对于优先发电不足以覆盖优先购电的电量部分，电网企业
改价管〔2025〕463号各设区市发展改革委，国网江西省电力有限公司，江西电力交易中心有限公司，增量配电网企业：为更好保障电力系统安全稳定经济运行，引导用户削峰填谷，促进新能源、储能产业高质量发展
：00为深谷时段。二、调整峰谷浮动比例和基数工商业用电用户平段电价由市场化用户上网电价(代理购电价格，下同)、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加构成，全年高峰、平段、低谷浮动比例
实行价、补分离，即上网电价不含各类补贴价格。例如，参与市场前，含补贴核定上网电价=燃煤基准价+补贴价格；参与市场后，带补贴上网电价=交易价格+补贴价格。放宽市场限价。由于新能源补贴和环境溢价会将部分
新能源发电机会成本降为负值，导致现货市场峰段价格更高、谷段价格更低。当前多地现货价格上限较低，不高于1元，下限不低于0元。此外，政策允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并
2025年电力市场化交易方案、绿色电力交易方案的通知》。交易规模方面，2025年，北京市电力市场化交易总电量规模拟安排910亿千瓦时，其中，直接市场交易规模300亿千瓦时，电网代理购电规模610亿千
上海电量部分参与直接交易、部分参与代理购电交易等具体情况。2025年提出鼓励相关发电企业与符合条件的电力用户签订批发侧PPA购电协议进行长周期多年绿色电力交易，2024年未涉及此类长周期绿色电力
确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书(以下简称绿证)价格;省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易
新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。(2)机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。(3)执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的
市场交易和价格机制。不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。完善
)机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。(3)执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。2025年6月1日起投产的新能源增量
。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。(2)机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。(3)执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展
中长期市场交易和价格机制。不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。完善
)电力用户10千伏及以上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，暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代理购电;鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，未直接参与市场交易的由电网企业
代理购电。年用电量在1000万千瓦时及以上的电力用户，可直接参与电力批发交易或者参与电力零售市场交易购电;年用电量在1000万千瓦时以下的电力用户通过参与零售市场交易购电。(二)发电企业
单机容量30
