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电力市场交易实施方案随着电力市场化改革的不断深入，电力市场交易成为电力行业发展的重要组成部分。
为了有效推动电力市场交易的实施，制定科学合理的实施方案显得尤为重要。
本文将就电力市场交易的实施方案进行探讨，旨在为相关部门和企业提供参考和借鉴。
一、市场准入机制的建立。
市场准入机制是电力市场交易的重要基础，它直接影响着市场参与主体的多元化和市场竞争的公平性。
因此，建立健全的市场准入机制至关重要。
首先，应当明确市场准入的条件和程序，确保市场参与主体的资质和能力符合市场交易的要求。
其次，要建立健全的市场退出机制，防止不符合条件的企业进入市场，同时保障市场参与主体的退出权益。
二、交易规则的完善。
交易规则是电力市场交易的基本准则，对于市场交易的秩序和效率起着至关重要的作用。
因此，需要完善交易规则，明确交易的方式、时段、地点等具体细则，同时建立健全的交易监管机制，加强市场交易的监督和管理。
此外，还应当建立健全的违约责任和处理机制，规范市场交易行为，保障市场交易的公平和透明。
三、市场信息公开和透明。
市场信息的公开和透明是电力市场交易的重要保障，它不仅有利于市场参与主体获取准确的市场信息，还有利于市场交易的公平和公正。
因此，应当建立健全的市场信息公开和透明制度，确保市场信息的真实、准确和及时性。
同时，还应当加强市场信息监管，严厉打击虚假信息和不当信息的发布，维护市场信息的良好秩序。
四、风险管理机制的建立。
电力市场交易存在着各种各样的风险，如市场风险、信用风险、操作风险等。
为了有效防范和化解这些风险，需要建立健全的风险管理机制。
首先，应当加强市场风险的监测和预警，及时发现和应对市场风险的变化。
其次，要建立健全的信用评级和监管机制，提高市场参与主体的信用水平，减少信用风险的发生。
同时，还应当建立健全的风险补偿和救助机制，保障市场参与主体的合法权益。
五、市场监管机制的加强。
市场监管是电力市场交易的重要保障，它直接关系到市场交易的秩序和稳定。
陕西省发展和改革委员会关于印发《陕西省2023年电力中长期市场化交易实施方案》的通知文章属性•【制定机关】陕西省发展和改革委员会•【公布日期】2022.12.01•【字号】陕发改运行〔2022〕2137号•【施行日期】2022.12.01•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文陕西省发展和改革委员会关于印发《陕西省2023年电力中长期市场化交易实施方案》的通知各设区市发展改革委、韩城市发展改革委、杨凌示范区发展改革局、神木市发展改革局、府谷县发展改革局，国网陕西省电力有限公司，陕西电力交易中心有限公司，有关发电企业，电力用户，售电公司：为了持续推进电力市场化改革，充分发挥市场在资源优化配置中的决定性作用和中长期交易“压舱石”作用，全面落实国家发展改革委关于电力中长期合同高比例签约和分时段签约等工作要求，进一步引导省内各电力市场主体通过签订中长期合同，锁定全年发用电计划基本盘，稳定价格预期，保障电力供应，服务经济社会发展。
我委结合陕西电力运行实际，在充分征求有关单位意见后，编制完成《陕西省2023年电力中长期市场化交易实施方案》。
现予以印发，请遵照执行。
陕西省发展和改革委员会2022年12月1日陕西省2023年电力中长期市场化交易实施方案为深入推进电力市场化建设，贯彻落实《国家发展改革委国家能源局关于印发〈电力中长期交易基本规则〉的通知》（发改能源规〔2020〕889号）、《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格规〔2021〕1439号）、《国家发展改革委国家能源局关于印发〈售电公司管理办法〉的通知》（发改体改规〔2021〕1595号）、《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号）等国家有关文件精神，按照《陕西省电力中长期交易规则（试行）》（西北监能市场〔2020〕10号）、《陕西电力市场电力交易临时补充规定》（陕电交易〔2021〕23号）等相关要求，稳妥有序做好2023年电力中长期市场化交易工作，制定本实施方案。
河南省发展和改革委员会、国家能源局河南监管办公室关于河南省2024年电力交易有关事项的通知文章属性•【制定机关】河南省发展和改革委员会,国家能源局河南监管办公室•【公布日期】2024.01.11•【字号】豫发改运行〔2024〕18号•【施行日期】2024.01.11•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文河南省发展和改革委员会国家能源局河南监管办公室关于河南省2024年电力交易有关事项的通知各省辖市、济源示范区、航空港区发展改革委（发改统计局），国网河南省电力公司、河南电力交易中心，省信用中心，有关市场主体：为深入推进电力市场化改革，推动河南电力市场健康平稳发展，充分发挥市场在资源优化配置中的决定性作用和中长期交易保供电“压舱石”作用，现将2024年电力市场交易有关事项通知如下。
一、市场主体河南省行政区域内工商业用户和符合准入条件的发、购电企业、新型主体，在交易平台注册成功后，均可参与电力直接交易。
（一）发电侧省内燃煤发电电量原则上全部进入市场，按照《关于印发河南省优化工业电价若干措施的通知》（豫发改价管〔2023〕679号）文件有关要求，积极推动新能源电量参与中长期交易。
（二）购电侧10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易（直接向发电企业或售电公司购电，下同），鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，暂无法直接参与市场交易的用户可由电网企业代理购电（简称代理购电用户，下同）。
（三）新型主体独立储能电站参与电力市场按照《关于加快新型储能发展的实施意见》（豫政办〔2023〕25号）执行。
推动负荷集成商、用户侧可调节负荷资源、新能源汽车、虚拟电厂等新型市场主体参与电力市场。
二、交易组织（一）交易种类中长期交易种类主要有：电力直接交易、电网企业代理购电交易、发电侧合同转让交易、用电侧合同转让交易、回购交易等。
根据新型电力系统建设要求和我省电力市场实际，探索开展市场化需求侧响应交易。
浙江省发展改革委关于印发浙江电力交易中心独立规范运行实施方案（试行）的通知文章属性•【制定机关】浙江省发展和改革委员会•【公布日期】2020.12.11•【字号】浙发改能源函〔2020〕530号•【施行日期】2020.12.11•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】发展规划正文浙江省发展改革委关于印发浙江电力交易中心独立规范运行实施方案（试行）的通知浙发改能源函〔2020〕530号国网浙江省电力有限公司、浙江电力交易中心：为加快推进电力交易机构独立规范运行，根据国家发展改革委、国家能源局《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》（发改体改〔2020〕234号），我委制订了《浙江电力交易中心独立规范运行实施方案（试行）》，现印发给你们，请遵照执行。
浙江省发展和改革委员会2020年12月11日浙江电力交易中心独立规范运行实施方案（试行）根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称“《若干意见》”）、国家发展改革委国家能源局印发关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体〔2015〕2752号）、《国家发展改革委国家能源局印发关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见的通知》（发改体改〔2020〕234号）的精神，按照《浙江省人民政府关于印发浙江省电力体制改革综合试点方案的通知》（浙政发〔2017〕39号）的要求，制定本方案。
一、指导思想贯彻落实《若干意见》和国家有关改革配套文件精神，坚持市场化改革方向，立足电力工业客观情况循序渐进、分步实施，尊重规律、科学监管，加快推进电力交易中心独立规范运行，以加强协商对话、促进信息公开、完善监管监督为保障，进一步完善公开透明的电力市场交易平台，依法依规提供规范、可靠、高效、优质的电力交易服务，发挥市场在资源配置中的决定性作用。
二、基本原则（一）遵循规律、确保安全。
遵循电力工业安全生产的客观规律，充分考虑电网实际和电源结构特点，正确处理好推进改革和保持稳定的关系，确保电力供应安全可靠，保障行业平稳发展。
自然资源部、国家能源局关于印发矿产资源和电力市场化交易专项整治工作方案的通知文章属性•【制定机关】自然资源部,国家能源局•【公布日期】2023.09.21•【文号】自然资发〔2023〕181号•【施行日期】2023.09.21•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】矿产资源,电力及电力工业正文自然资源部国家能源局关于印发矿产资源和电力市场化交易专项整治工作方案的通知自然资发〔2023〕181号各省（自治区、直辖市）自然资源主管部门、能源（电力）主管部门，有关省（自治区、直辖市）发展改革委、工业和信息化主管部门，新疆生产建设兵团自然资源局、发展改革委，北京市城市管理委员会：为深入贯彻党的二十大精神，落实党中央、国务院关于加快建设全国统一大市场部署，进一步规范矿产资源和电力市场交易秩序，整治地方保护和市场分割突出问题，自然资源部和国家能源局制定了《矿产资源和电力市场化交易专项整治工作方案》，现予以印发，请遵照执行。
执行过程中，遇到重大问题，请及时汇总上报。
自然资源部国家能源局2023年9月21日矿产资源和电力市场化交易专项整治工作方案为深入贯彻落实《中共中央国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》、落实建设全国统一大市场部署总体工作方案和近期举措，进一步规范矿产资源和电力市场交易秩序，自然资源部和国家能源局决定在全国范围内开展以行政手段干预矿产资源和电力市场化交易专项整治工作（以下简称专项整治）。
一、总体要求以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大精神，坚持稳中求进总基调，完整、准确、全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局。
紧紧围绕加快建设全国统一大市场的工作目标，聚焦以行政手段干预矿产资源和电力市场化交易问题，压实地方和部门责任，打破地方保护和市场分割，进一步规范矿产资源和电力市场交易秩序，保障安全稳定供应，助力能源资源高质量发展。
二、整治内容本次专项整治聚焦2023年1月1日以来全国矿产资源和电力市场化交易行为，各地要认真核查是否存在以行政手段干预矿产资源和电力市场化交易行为，重点治理以下问题：（一）违反矿业权竞争性出让的规定。
贵州省能源局、国家能源局贵州监管办公室关于印发2020年电力市场化交易工作实施方案的通知文章属性•【制定机关】贵州省能源局,国家能源局贵州监管办公室•【公布日期】2019.12.20•【字号】黔能源运行〔2019〕225号•【施行日期】2019.12.20•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文贵州省能源局、国家能源局贵州监管办公室关于印发2020年电力市场化交易工作实施方案的通知各市（州）能源主管部门、贵安新区经发局、贵州电网有限责任公司、各发电集团、独立发电企业、有关用电企业、有关售电企业、贵州电力交易中心：为确保2020年电力市场化交易有关工作的顺利实施，由贵州电力市场委员会办公室牵头起草的《2020年电力市场化交易工作实施方案》，经省能源局和国家能源局贵州监管办公室批准同意，现印发给你们，请遵照执行。
贵州省能源局国家能源局贵州监管办公室2019年12月20日2020年电力市场化交易工作实施方案为贯彻落实中发〔2015〕9号及配套文件，以及《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》（发改运行〔2018〕1027号）、《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105 号）、《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）等文件精神，按照《贵州省电力中长期交易规则（试行）》（黔能监市场〔2017〕112号）及贵州能源工业运行新机制等有关要求，进一步规范市场主体交易行为，促进电力市场可持续发展，结合我省实际，制定2020年电力市场化交易工作实施方案。
一、交易原则（一）坚持市场主导。
进一步完善市场化运行机制，全面放开经营性电力用户发用电计划，有序放开竞争性环节电力价格，建立科学合理的市场化定价机制，促进电力及上下游产业链协同发展。
（二）坚持政府引导。
通过市场化交易，统筹推进“煤、电、用”有效联动，带动能源上下游产业发展，稳定省内用电市场，积极拓展省外市场，最大限度平衡各方利益，促进多发多用、多方共赢。
深入推进电力市场化交易努力降低企业用电成本作者：陈洁来源：《中小企业管理与科技·下旬刊》2021年第05期【摘要】电力市场化交易是电力体制改革的核心内容之一，是降低企业用电成本、推进供给侧结构性改革、促进工业经济发展的重要举措。
随着辽宁省政府将电力市场化交易列入“重强抓”工作任务之后，辽宁省电力市场化改革持续稳步深化。
盘锦市电力市场化交易不断深入，从而降低了企业用电成本，使得电力市场化交易取得明显成效。
【Abstract】Electricity market-oriented transaction is one of the core contents of electricity system reform. It is an important measure to reduce the cost of electricity for enterprises， promote the supply-side structural reform， and promote the development of industrial economy. With the Liaoning Provincial Government listed the electricity market-oriented transaction as a "key and major" task， the reform of the electricity market-oriented in Liaoning Province continued to deepen steadily. Electricity market-oriented transaction in Panjin continues to deepen， thus reducing the cost of electricity for enterprises， making electricity market-oriented transaction achieve remarkable results.【关键词】电力市场;存在问题;解决建议【Keywords】electricity market; existing problems; solving suggestions【中图分类号】F726 【文献标志码】A 【文章编号】1673-1069（2021）05-0108-021 基本情况自2015年新一轮电力体制改革以来，按照辽宁省工信厅的统一要求和部署，积极推进盘锦市电力市场化交易工作，不断扩大交易规模和范围，持续提高电力交易市场化程度。
北京市城市管理委员会关于印发北京市2023年电力市场化交易方案、绿色电力交易方案的通知
文章属性
•【制定机关】北京市城市管理委员会
•【公布日期】2022.12.14
•【字号】京管发〔2022〕30号
•【施行日期】2022.12.14
•【效力等级】地方规范性文件
•【时效性】现行有效
•【主题分类】电力及电力工业
正文
北京市城市管理委员会关于印发北京市2023年电力市场化交易方案、绿色电力交易方案的通知
京管发〔2022〕30号北京电力交易中心、国网华北分部、国网北京市电力公司、首都电力交易中心，各有关市场主体：
现将《北京市2023年电力市场化交易方案》《北京市2023年绿色电力交易方案》印发给你们，请遵照执行。
特此通知。
附件：
1.《北京市2023年电力市场化交易方案》
2.《北京市2023年绿色电力交易方案》
北京市城市管理委员会
2022年12月14日。
国家发展改革委、国家能源局关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知文章属性•【制定机关】国家发展和改革委员会,国家能源局•【公布日期】2018.07.16•【文号】发改运行〔2018〕1027号•【施行日期】2018.07.16•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文国家发展改革委国家能源局关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知发改运行〔2018〕1027号各省、自治区、直辖市发展改革委、经信委（工信委、工信厅）、能源局、物价局，国家能源局各派出能源监管机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司，中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、中国核工业集团有限公司、中国广核集团有限公司、华润集团有限公司：习近平总书记在中央经济工作会议上强调指出，2018年要加快电力市场建设，大幅提高市场化交易比重。
李克强总理在政府工作报告中提出加快要素价格市场化改革。
为全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中全会精神，以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，认真落实中央经济工作会议和政府工作报告各项部署，继续有序放开发用电计划，加快推进电力市场化交易，完善直接交易机制，深化电力体制改革，现就有关事项通知如下。
一、提高市场化交易电量规模（一）各地要总结电力市场化交易工作经验，结合实际，进一步加快推进电力体制改革，加快放开发用电计划，加快放开无议价能力用户以外的电力用户参与交易，扩大市场主体范围，构建多方参与的电力市场，大幅提高市场化交易电量规模，统筹协调好扩大市场化交易规模和放开发用电计划。
开展电力现货市场试点地区，可根据实际设计发用电计划改革路径。
（二）各地应结合实际，统筹发用电侧放开节奏，做好供需总量平衡，进一步明确放开各类发电企业、电力用户和售电企业进入市场的时间，明确放开比例，制定具体工作方案，并进一步完善和规范参与市场化交易的发电企业、电力用户和售电企业等市场主体准入标准、准入程序和退出机制，向社会公布。
山东省能源局等部门关于做好2021年全省电力市场交易有关工作的通知正文：---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 关于做好2021年全省电力市场交易有关工作的通知各市发展改革委（能源局），省社会信用中心，国网山东省电力公司，华能山东发电公司、华电集团山东公司、国家能源集团山东公司、大唐山东发电公司、国家电投集团山东分公司、华润电力华东大区、山东核电有限公司，山东电力交易中心，有关企业：为贯彻国家关于深化电力现货市场建设试点工作的系列精神，落实省委、省政府关于电力市场化改革决策部署要求，按照近期国家发展改革委关于做好2021年电力中长期合同签订工作要求，结合我省工作实际，现就2021年电力市场交易有关工作安排通知如下：一、市场主体准入（一）进一步规范电力用户准入条件按照国家发展改革委明确的发用电计划放开“以发定用”原则，2021年我省电力用户市场准入条件维持2020年标准不变。
年内视跨省区优先计划放开情况，在确保市场电量发用平衡的前提下，适时放开经营性用户用电计划。
按照国家关于加强和规范自备电厂的有关要求，拥有自备电厂的企业在按规定承担国家依法合规设立的政府性基金和与产业政策相符合的政策性交叉补贴后，方可参与市场交易（包括省内、跨省区交易）。
不符合国家产业政策的电力用户暂不参与市场化交易，产品和工艺属于《产业结构调整指导目录》中淘汰类和限制类的电力用户严格执行现有差别电价政策。
2021年，全省电力市场化用户用电规模约1900亿千瓦时。
（二）积极推进地方公用燃煤热电联产机组进入市场2021年，地方公用燃煤热电联产机组仅安排供暖季“以热定电”优先发电量计划，鼓励具备条件的地方公用热电联产机组自主注册成为市场主体，“以热定电”优先发电量计划外的上网电量直接参与市场交易，按照山东电力市场相关规则执行。
关于印发2020年电力市场化交易工作实施方案的通知各市（州）能源主管部门、贵安新区经发局、贵州电网有限责任公司、各发电集团、独立发电企业、有关用电企业、贵州电力交易中心：为确保2020年电力市场化交易有关工作的顺利实施，由贵州电力市场委员会办公室牵头起草的《2020年电力市场化交易工作实施方案》，经省能源局和国家能源局贵州监管办公室批准同意，现印发给你们，请遵照执行。
贵州省能源局国家能源局贵州监管办公室2019年12月20日2020年电力市场化交易工作实施方案为贯彻落实中发〔2015〕9号及配套文件，以及《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》（发改运行〔2018〕1027号）、《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105 号）、《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）等文件精神，按照《贵州省电力中长期交易规则（试行）》（黔能监市场〔2017〕112号）及贵州能源工业运行新机制等有关要求，进一步规范市场主体交易行为，促进电力市场可持续发展，结合我省实际，制定2020年电力市场化交易工作实施方案。
一、交易原则（一）坚持市场主导。
进一步完善市场化运行机制，全面放开经营性电力用户发用电计划，有序放开竞争性环节电力价格，建立科学合理的市场化定价机制，促进电力及上下游产业链协同发展。
（二）坚持政府引导。
通过市场化交易，统筹推进“煤、电、用”有效联动，带动能源上下游产业发展，稳定省内用电市场，积极拓展省外市场，最大限度平衡各方利益，促进多发多用、多方共赢。
（三）坚持契约精神。
倡导践行社会主义核心价值观，推崇诚实守信典范，全面履行合同约定的权利和义务。
强化电力市场化交易信用体系建设，建立完善守信受益、失信惩戒机制。
（四）坚持节能减排。
严格执行节能发电调度原则，促进节能减排工作均衡协调推进。
探索建立清洁能源配额制，履行清洁能源消纳义务，鼓励电网企业根据供需状况、清洁能源配额完成情况参与跨省跨区电力交易。
（五）坚持保障民生。
保留必要的公益性、调节性发电计划，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电。
二、市场主体准入与退出市场主体包括电力用户、售电公司、发电企业和电网企业。
各类市场主体应在贵州电力交易中心（以下简称交易中心）注册，并通过电力市场交易系统（以下简称交易系统）参与交易。
（一）市场主体准入——电力用户：1.各类电压等级供电并列入政府准入目录的经营性电力用户均可参与交易。
其中年用电量500万千瓦时及以上的用户可选择直接与发电企业进行交易，也可选择由售电公司代理参与交易；年用电量不足500万千瓦时的用户由售电公司代理参与交易。
2.积极支持中小用户由售电公司代理参与市场化交易，中小用户需与售电公司签订代理购电合同，与电网企业签订供用电合同，明确有关责任义务。
3.电力用户委托售电公司代理参与交易期内不得同时参与直接交易，且只能与一家售电公司签订代理购电合同。
同一电力用户所有电压等级的大工业电量全部参与市场化交易，工商业及其他用电可选择参与市场化交易，也可选择由电网企业供电。
——售电公司：按照《售电公司准入与退出管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）及《贵州省售电公司准入与退出管理办法实施细则》（黔能源电力〔2017〕175号）等有关规定执行。
——发电企业：1.贵州省内统调火电企业、水电企业。
其中水电企业装机容量需达5万千瓦及以上，且仅限参与水火电发电权交易，暂不参与其他电力交易。
2.参与交易的发电企业，其项目单位能耗、环保排放、并网安全应达到国家和行业标准，未取得电力业务许可证的发电企业不得参与交易。
3.拥有燃煤自备电厂的企业按照国家有关规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、普遍服务和社会责任，并取得电力业务许可证后，其自发自用以外电量可有序推进参与交易。
——电网企业：参与交易的电网企业需取得《供电营业许可证》《电力业务许可证》（输电类、供电类），拥有输电网、配电网运营权。
（二）市场主体退出1.自愿参与市场交易的电力用户原则上全部电量进入市场，取消目录电价，不得随意退出市场；市场主体进入市场后退出的，由政府相关部门和贵州能源监管办进行公示，原则上三年内不得参与电力市场交易。
退出市场的电力用户须向售电公司购电，或由电网企业承担保底供电，保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，按照政府核定居民电价的1.2-2倍执行。
2.其他规定按照《贵州省电力中长期交易规则（试行）》、《贵州省市场主体注册管理办法（试行）》和《贵州省售电公司准入与退出管理办法实施细则》等相关文件执行。
三、交易品种（一）省内电力直接交易1.省内双边协商直接交易。
市场主体之间以年、季、月为周期，自主协商交易电量（电力）、电价，形成年、季、月双边协商交易初步意向，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。
探索构建双边协商交易“场外交易场内化”，提高交易效率。
2.省内集中竞价直接交易。
市场主体之间以月为周期，通过交易系统申报电量（电力）、电价，交易中心根据电力调度机构提供的安全约束条件进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终成交对象、成交电量、成交价格等。
电力用户（售电公司）月度超计划用电量事后撮合交易，视为月度集中竞价直接交易。
3.省内挂牌直接交易。
市场主体之间以月为周期，通过交易系统将需求电量或可供电量及价格等信息对外发布要约，由参与交易另一方提出接受该要约申请，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。
（二）周边跨省跨区交易综合考虑贵州电网向周边省区购售电的实际，鼓励开展周边跨省跨区交易。
具有直接交易资格的周边省区电网企业及电力用户可与发电企业通过交易系统签订购售电合同，也可委托售电公司或电网企业代理参与交易，并与电网企业签订输配电服务合同。
周边跨省跨区交易采用年度、季度、月度双边协商交易、月度挂牌、集中竞价交易等方式进行。
具体事宜由贵州电力交易中心商相关市场主体确定。
（三）合同电量转让交易在年度、季度双边合同分解到月的基础上，发电企业之间、电力用户（售电公司）之间可开展合同电量转让交易。
合同电量转让交易是指在不影响第三方权益的前提下，通过市场化交易方式实现市场主体之间全部或部分合同电量的有偿买卖，受让方按转让前合同条款享受权利和履行义务。
交易标的包括基数电量计划、黔电送粤（含黔电送深）计划、直接交易合同、周边跨省区交易合同。
交易方式采用双边协商或挂牌等统一组织。
相关规定按照《贵州电力市场电量转让交易实施办法》执行。
（四）电量互保交易电量互保交易是指在不影响第三方权益的基础上，具有直接交易资格的发电企业之间、电力用户之间通过自主协商，签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，由另一方代发（代用）部分或全部电量进行电量电费结算，并按照实际发（用）电量签订事后合同电量转让合同。
电量互保交易原则上“一对一”签订电量互保协议，同一集团发电企业或同一市场主体所属不同地域的企业可在集团内部建立互保关系，事后进行合同电量转让交易。
电量互保协议签订后提交交易中心，每月20日前提交的电量互保协议当月生效。
相关规定按照《贵州电力市场电量互保交易实施办法（暂行）》执行。
（五）省内水火发电权交易按照能源工业运行新机制要求，组织开展省内水火发电权交易。
具体方案由政府相关部门制定并组织实施。
（六）专场交易根据电力供需情况及市场主体需求，由交易中心负责制定专场交易方案并报政府相关部门备案后，可组织开展专场交易。
重点针对电解铝、铁合金等行业，结合贵州实际情况，组织开展专场交易。
同时探索发电企业扩大让利空间，采用价差传导方式开展夜间低谷专场交易。
（七）现货及辅助服务交易根据国家关于电力现货市场及辅助服务市场建设的有关要求，适时开展电力现货及辅助服务市场建设。
四、交易价格及定价机制（一）电价组成电力用户、售电公司购电价格（结算价格）由市场交易价格、输配电价（含线损）和政府性基金及附加组成。
1.市场交易价格。
双边协商交易、周边跨省跨区交易、合同电量转让交易价格由电力用户、售电公司与发电企业自主协商确定；集中竞价交易、挂牌交易价格分别以统一出清价格和挂牌价格为准；合同电量转让交易价格为合同电量的出让或买入价格，不影响出让方原有合同价格及结算。
2.输配电价（含线损）。
按照政府价格主管部门核定的标准执行，含电度电价、基本电价和线损电价。
周边跨省跨区交易的电网或电力用户输配电价（含线损），由电网企业和跨省区电力用户（售电公司）参照价格主管部门核定的贵州省输配电价（含线损）协商确定。
（黔发改价格〔2017〕线损电价按照《省发展改革委关于合理调整电价结构有关事项的通知》1113号）批复的燃煤发电机组上网标杆电价（0.3515元/千瓦时）计算，计算公式：线损电价＝上网标杆电价×分压线损率/（1-分压线损率）。
如遇国家电价调整，按调整电价政策执行。
3.政府性基金及附加。
按照规定标准执行，由电网企业代收代缴。
4.按照国家规定，电网企业应对相关电力用户的功率因数进行考核。
5.发电企业、电力用户（售电公司）应向交易中心缴纳相应的交易手续费。
（二）定价机制探索建立科学的市场价格形成机制及价格品种，形成上下游利益联结体。
交易价格由市场主体通过市场化交易方式形成，第三方不得干预。
现阶段主要以年度合同为基础，月度合同为补充，市场主体可根据市场供求关系变化，确定月度参与市场交易的方式、电量及价格。
1.根据当期市场交易情况，为规避电力市场价格大幅波动的风险，对集中竞价和挂牌交易限制最高、最低报价，即市场交易价格申报或挂牌价格最高0.50元/千瓦时，最低0.25元/千瓦时。
2.鼓励建立煤价-电价联动定价机制。
基准电价可以参考现行目录电价或电煤中长期合同燃料成本及上年度市场化交易平均价格，由交易双方自愿协商方式形成。
在确定基准电价的基础上，鼓励交易双方建立电煤价格联动调整的浮动机制，以上年度煤炭平均价格和售电价格为基准，引入规范科学、双方认可的煤炭价格指数作参考，按一定周期联动调整交易电价，电煤价格浮动部分由交易双方按比例分配。
具体浮动调整方式由双方充分协商，并在合同中明确；浮动调整期限应与电煤中长期合同期限有效衔接。
3.鼓励建立电价-主要产品价格联动定价机制。
交易双方可参考产品多年平均价格或上年度价格，协商确定交易基准电价、基准电价对应的产品价格、产品价格联动调整幅度等，再根据省有关部门相关文件明确的产品价格信息来源，当产品价格上涨或下降超过一定区间或比例时，电价联动调整，由交易双方共同承担产品价格波动的影响，并在合同中明确。
采用电价-主要产品价格联动电价的不能参与合同电量转让和电量互保。
4.鼓励双边协商交易采取年度阶梯电价定价机制。
阶梯电价和电量由市场主体自主协商，阶梯电价分档不超过3档。
