（二）定价机制

建立“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按现行燃煤机组上网基准价确定，上浮不超过10%，下浮原则上不超过15%。具体交易价格由市场主体协商确定，第三方不得干预。现阶段主要以年度（多年）合同为基础，月度（多月）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，最高不超过0.50元/千瓦时，最低不低于0.25元/千瓦时。

2.建立分时段定价机制。分时段价格实行“基准价+上下浮动”机制，平段交易价格由发用电双方协商确定，并作为基准价；峰段交易价格在基准价基础上上浮最高不超过5%；谷段交易价格在基准价基础上下浮最高不超过8%。

3.鼓励建立煤价-电价联动定价机制。在基准价的基础上，鼓励交易双方建立电煤价格联动调整机制，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。具体调整方式由双方协商，并在合同中明确；调整期限应与电煤中长期合同期限有效衔接。采用煤价-电价联动定价机制的市场主体，不能参与合同电量转让交易和电量互保交易。

4.鼓励建立电价-主要产品价格联动定价机制。交易双方可参考主要产品多年平均价格或上年度价格，协商确定基准价对应的产品价格、产品价格联动调整幅度，并在合同中明确。采用电价-主要产品价格联动电价的市场主体，不能参与合同电量转让交易和电量互保交易。

5.鼓励双边协商建立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。采用阶梯电价的市场主体，不能参与合同电量转让交易和电量互保交易。

6.执行峰谷电价政策的电力用户，参加市场化交易后继续执行政府核定的峰谷电价。

7.政府相关部门对因特殊原因未及时确定年度交易价格的交易合同，可确定临时交易价格进行预结算，临时交易价格可参考上一年度市场化交易平均价格确定。

8.完成市场注册但未参加市场化交易的电力用户，可通过售电公司提供零售服务并探索建立通过竞拍（招标）方式确定售电服务价格的市场价格形成机制，也可执行政府目录电价。

四、交易合同签订与执行

（一）市场交易合同

1.市场交易合同分为电力中长期交易合同、合同电量转让协议、电量互保协议等。集中交易的成交结果通知书视为合同，并具备同等法律效力。

2.年购电量500万千瓦时以上的电力用户（售电公司），均须签订分时段电力中长期合同。

（二）电力用户交易合同

1.电力用户与发电企业、电网企业在电力中长期交易合同中应明确各方权利义务、合同变更、合同电量转让、分时段量价、中止程序及违约责任等，合同条款不得约定其他第三方的权力义务。年度合同中事先约定限制转让或互保的交易电量，不得参与合同电量转让交易或电量互保交易。

2.电网企业按照价格主管部门核定的输配电价收取过网费，并按照交易中心出具的结算依据进行电费结算。

（三）售电公司交易合同

1.售电公司交易合同分为电力中长期交易合同和零售合同，零售合同为售电公司与其所代理的电力用户签订的售电合同。

2.售电公司与发电企业、电网企业在电力中长期交易合同中应明确各方权利义务、合同变更、分时段量价、中止程序及违约责任等，合同条款不得约定其他第三方的权力义务。交易中心根据交易结果和执行情况出具结算依据，由电网企业负责电费结算，按照规定及时向发电企业和售电公司支付（收取）价差电费。

3.售电公司与电力用户签订的零售合同应约定电量电价、违约责任等权利义务相关内容，具备条件的可约定分时段量价。零售合同有效期不得超过委托代理有效期。零售合同签订后报交易中心备案。

4.售电公司与电力用户签订零售合同后，如需对合同电量及价格等关键内容进行调整，须经双方同意，并通过电力交易平台进行申报和确认，与原合同具有同等法律效力。

售电公司参与市场化交易，按照《贵州省售电公司市场化交易工作指引》有关规定执行。

（四）合同签订

1.市场交易合同签约电量不低于上一年实际用电量或近三年用电量平均值的95%，生产经营调整较大的用户可适当放宽至90%。其中年度中长期合同签约量应不低于近三年用电量平均值的80%。

2.鼓励市场主体签订2~3年及以上周期的合同。

3.根据我省电源结构及用户用电特性，参考贵州电网实际负荷曲线和市场化交易情况，发用电双方总体上按照峰、谷、平段签订电力中长期合同。

峰、平、谷段小时数均为8小时，根据用电特性及实际负荷曲线分为5个时段，峰段为8~12:00、17~21:00，平段为12~17:00、21~24:00，谷段为0~8:00。

4.市场交易合同除购售电双方作为签约主体以外，电网公司也作为签约方，同时增加信用监管机构见证签约。

5.电力交易平台应满足国家电子合同有关规定的技术要求，市场主体应当依法使用可靠的电子签名，按照规范合同范本线上签订电子合同。电子合同与纸质合同具备同等法律效力。

6.电力交易平台提交、确认的双边协商交易和集中交易产生的结果，各市场主体可将电力交易机构出具的电子交易确认单（视同为电子合同）作为执行依据。

（五）合同执行顺序

多年合同优于年度合同，年度合同优先于多月合同，多月合同优于月度合同，月度合同优于月内（半月）合同。交易合同按签订时间先后进行结算。同一电力用户（售电公司）在同一交易序列内与多家发电企业签订交易合同时，须明确合同结算顺序，未明确的则按合同电量占比等比例结算。同类合同电量转让交易优先执行受让方交易合同。

五、交易组织及交易时序

（一）交易组织

1.年初发布火电企业优先发电计划和基数电量计划，初步测算年度电力市场化交易规模，组织购售电双方开展双边协商交易或集中交易。

2.交易中心每月10日前发布当月开展相关交易的具体时间。

3.在组织开展年度、多月双边协商交易的基础上，依序开展月度集中竞价交易、月度挂牌交易、月度双边协商交易。已签订年度、多月合同的市场主体月度有新增用电需求时，优先进行合同电量调整。未签订合同且有购电需求的市场主体，先参与月度集中竞价和挂牌交易，未成交的电量再开展月度双边协商交易。

4.电力用户（售电公司）可自主选择一家或多家发电企业购电，当电力用户（售电公司）选择两家及以上发电企业购电时，须在交易系统中明确合同电量分配原则和结算顺序。

5.市场主体对交易结果有异议的，应当在结果发布1个工作日内向交易中心提出，由交易中心会同调度机构在1个工作日内给予解释。

6.对参加集中竞价交易的市场主体进行最大电量限制。各发电企业参与年度、多月集中竞价的总电量，不能超过调度提供的剩余最大发电能力；各电力用户申报的总电量，原则上不能超过上一年度同期用电量。若是新增电力用户，不能超过装见容量计算的最大用电量。

月度集中竞价交易中，对单个发电企业申报售电规模进行最大电量限制。根据电力用户（售电公司）申报的交易意向总电量×竞争系数K（交易开始前，根据实际情况下达，并动态调整），折算成参与集中竞价交易的发电企业发电平均利用小时数，则为发电企业月度集中竞价交易小时数上限。

对同一投资主体（含关联企业）所属的售电公司申报实行最大电量限制。若月度集中竞价电量总规模大于10亿千瓦时，申报竞价电量不可超过当月竞价电量总规模的20%；若月度集中竞价电量总规模10亿千瓦时及以下，申报竞价电量不可超过2亿千瓦时。同一投资主体（含关联企业）所属的售电公司月度竞价年累计成交电量上限不超过16亿千瓦时。单个售电公司售电规模应满足《售电公司准入与退出管理办法》相关规定。

7.已签订交易合同的市场主体，如非电网安全约束影响，连续2个月履约率低于60%的，原则上不得参与集中竞价交易。拖欠电费1个月及以上的电力用户不得参与集中竞价交易，签订还款协议的除外。

8.挂牌交易采用“双挂双摘”方式进行，具体如下：

（1）发电企业、电力用户（售电公司）分别通过电力交易平台同时申报挂牌电量和挂牌价格（市场交易价格），采用相互摘牌、滚动调整、即时成交的方式开展。集中竞价未成交的申报记录作为挂牌交易的初始挂牌信息，市场主体通过撤单、挂单操作改变买入（卖出）价格或意向。未参加集中竞价交易的市场主体可在开市后挂单。挂牌结束前，市场主体根据需要可多次进行买入或卖出。

（2）买方或卖方重新挂单的行为视为摘牌。当买方价格高于或等于卖方价格时，按价格优先原则自动摘牌成交，摘牌价格（成交价格）即为挂牌价格。当买方或卖方的成交量低于总挂牌量时，按买方（卖方）市场主体挂牌时间顺序成交。

（二）年度（多年）交易

1.根据工作需要，11月上旬通过双边协商方式开展年度（多年）专场交易，交易主体包括部分重点行业、重点区域，交易规模不能超过调度提供的各发电企业最大发电能力。

交易双方通过双边协商形成年度（多年）意向协议，在年度（多年）专场交易申报截止前，通过电力交易平台申报分时段量价，提交至电力交易机构，经调度机构调整安全校核通过后，于11月25日完成专场交易合同签订。

鼓励参与年度专场交易的市场主体签订多年分时段合同。合同中可明确电煤价格联动、产品价格联动及年度阶梯分档方式等条款，形成年度联动价格与阶梯价格相结合的定价机制。

2.11月中旬开展年度（多年）双边协商交易，交易规模不能超过调度提供的各发电企业剩余发电能力。电力用户可直接或由售电公司代理与发电企业协商确定年度（多年）分月分时段交易量价。11月中旬由发电企业与电力用户（售电公司）通过电力交易平台形成年度交易初步申报意向（申报数据确认后，必须经交易相关方协商同意，方可进行变更），并送调度机构安全校核，调度机构在5个工作日内将校核结果返回交易中心，交易中心在下一工作日内发布交易成交结果，并于11月25日前完成年度双边合同签订。逾期未参加的市场主体可参加后续组织的月度（多月）双边协商交易，原则上不进行追溯清算。

（三）月度（多月）交易

1.根据发电能力和用电需求，每月15日前组织开展次月月度集中竞价交易。市场主体通过电力交易平台集中申报分时段电量需求和市场交易价格，以申报截止前最后一次有效申报数据作为最终申报数据，市场主体对申报数据负责，由电力交易平台按照统一出清交易规则进行匹配，经调度机构安全校核通过后形成交易结果通知书，通知书一经生成即刻生效。

2.集中竞价交易开展后，根据发电能力和用电需求，组织开展次月月度挂牌交易。月度挂牌交易采取“双挂双摘”形式开展。挂牌交易成交，经调度机构安全校核通过后形成交易结果通知书，通知书一经生成即刻生效。

3.每月17~23日为多月、月度双边协商直接交易申报时间，发电企业与电力用户（售电公司）协商确定次月或后续月分时段交易量价，由发电企业通过电力交易平台申报，电力用户（售电公司）在23日前确认，电力交易平台形成初步意向并经调度机构安全校核通过后，交易中心在下一个工作日发布交易结果。

（四）合同电量分月电量计划及价格调整

1.年度双边协商交易合同分月计划及调整。签订年度双边协商交易合同的市场主体，应按分月分时段电量计划执行。在合同总量不变的情况下，经市场主体协商一致，每月20日前可向交易中心申请调整次月分时段电量计划，经调度机构安全校核通过后，交易中心按调整后的电量计划进行考核。

申请次月分时段电量计划调减的市场主体，仅可作为出让方参与合同电量转让交易，不得参与次月其他市场化交易。

2.多月双边协商交易合同分月计划及调整。签订多月双边协商交易合同的市场主体，应按分月分时段电量计划执行。在合同总量不变的情况下，经市场主体协商一致，每月20日前可向交易中心申请调整次月分时段电量计划，经调度机构安全校核通过后，交易中心按调整后的电量计划进行考核。

3.2020年6月、11月，经市场主体协商一致，可申请调整年度双边协商交易合同总量。

4.年度、多月双边协商交易合同无剩余电量或剩余电量不足的，视为合同执行完毕，只可通过月度集中竞价、挂牌交易等方式满足调整电量、购买电量的增量需求，否则按偏差电量处理。

5.年度、多月合同的交易主体可在每月20日前通过电力交易平台的合同变更模块，向交易中心申请调整当月及后续月分时段交易价格。若20日后提出申请的，只能调整后续月分时段交易价格。

6.交易合同电量及价格调整由交易双方通过电力交易平台进行申报和确认，经调度机构安全校核通过后，交易中心统一发布调整结果，并作为合同执行依据，具有同等法律效力。

7.在合同总量不变的情况下，签订年度、多月、月度合同的市场主体经协商一致，每月15日可进行一次月内合同电量调整，交易中心按调整后的电量计划进行考核。

月内合同电量调整规范由省能源局另行制定并执行。