为贯彻落实加快建设全国统一电力市场要求，深化江西电力中长期市场建设，规范交易行为，保障市场主体合法权益，依据《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）、《电力市场运行基本规则》（国家发展和改革委员会令2024年第20号）、《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号）等文件及有关法律法规，国家能源局华中监管局会同江西省发改委、江西省能源局联合印发《江西省电力中长期市场实施细则》（以下简称《细则》）。

《细则》共十四章123条，全面规范江西省电力中长期市场注册、交易、执行、结算、信息披露与风险防控全流程，核心解读如下：

一、出台背景与总体定位

当前全国统一电力市场体系加快构建，电力中长期市场作为平衡长期供需、稳定市场运行的基础，需与现货市场在时序、出清、结算等环节深度衔接，同时适配江西新能源占比提升、出力波动加大的电源结构特点。《细则》依据《电力市场运行基本规则》《电力中长期市场基本规则》等国家顶层设计，结合江西电网运行、市场主体结构与市场化改革实际，在广泛征求意见并经江西电力市场管理委员会审议通过后发布，旨在构建统一开放、竞争有序、安全高效、风险可控的省级电力中长期市场，为电力现货市场落地筑牢基础，保障新能源高效消纳与电力可靠供应。

二、适用范围与核心定位

适用范围。江西省全域电力中长期市场，覆盖市场注册、交易组织、合同执行、计量结算、信息披露、监督管理全环节。

市场成员。包含经营主体（发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体）、电力市场运营机构（江西电力交易中心、调控中心）、电网企业，明确各类主体权利义务。

核心定位。统筹中长期与现货市场衔接，推行灵活连续交易，推广多年期购电协议，稳定新能源长期消纳空间，实现“中长期托底、现货优化”协同运行。

三、主要亮点与创新设计

（一）立足江西实际，适配电源与负荷特点

1.交易周期全覆盖。灵活连续开市覆盖数年、年度、月度（多月）、月内全周期交易；数年、年度、月度定期开市，月内原则上按日连续开市，适配新能源出力波动与用户灵活购电需求。

2.明确了新型市场主体参与市场方式。明确了独立储能、虚拟电厂、智能微电网、绿电直连项目等经营主体参与中长期市场及聚合方式。

3.电网代理购电标准化。电网企业单独预测居民、农业、代理购电工商业用户用电曲线，以报量不报价的价格接受者身份参与场内集中交易，保量保价优先发电电量优先匹配居民农业用电，不足部分市场化采购，保障公益性用户用电稳定。

4.公平分摊机制电量。相关电量同步计入用户侧签约比例，按照用户侧次月年度、多月交易各时段的分月合同电量占比，将机制电量曲线分解至用户侧各经营主体，用户侧各经营主体扣减其对应的机制电量曲线后参与市场化交易。

（二）坚持市场化导向，价格与交易机制更灵活

1.价格由市场形成，强化风险防控。除政府定价电量外，成交价格完全由市场主体自主形成，第三方不得干预；由省发改委、省能源局、华中监管局设置申报与出清价格上下限，防范价格操纵与恶性竞争。

2.绿电交易全闭环，实现溯源确权。开展小时级绿电交易、结算，分开结算、分别核算；确保发用双方一一对应，环境价值可追踪，合同转让同步转让绿证权益，鼓励多年期绿电交易，助力可再生能源消纳。

（三）稳妥推进改革，风险防控与衔接更完善

1.交易限额刚性约束，防范过度投机。按机组类型、用户规模、履约能力设置交易上限：燃煤机组按可用发电能力核定；新能源扣除机制电量核定；售电公司/虚拟电厂按代理用户最大用电功率核定；同一投资主体控股售电公司全年代理电量不超全省市场化交易电量20%，防范市场过度集中。

2.中长期与现货、省间市场深度衔接。结算参考点暂取实时市场统一节点电价，按差价结算、日清月结，与现货结算规则适配；省间交易申报限额扣除省内已成交电量，推动交易平台互联互通，实现“一地注册、全国共享”。

3.全流程风险防控，争议处理清晰。建立供需失衡、价格异常、不正当竞争、系统故障、合同违约等风险预警与处置预案；市场运营机构可依法实施市场干预，争议可协商、监管协调、仲裁或诉讼，保障市场稳定运行。

四、下一步工作要求

强化宣贯执行。电力交易机构开展市场主体宣贯培训，做好注册、交易、结算、信息披露全流程服务，确保规则平稳落地。

系统支撑保障。完善电力交易平台功能，实现统一架构、标准、功能、交互，建立备用系统，满足连续运营需求。

动态优化完善。市场运营机构密切跟踪市场运行情况，及时报告、协调解决新问题，持续优化交易、结算、风险防控机制，推动江西电力市场高质量发展。