文件自2026年3月27日起施行，有效期5年。

文件明确，市场成员中经营主体分为发电侧和用电侧经营主体。其中：

发电侧经营主体包括发电企业、独立储能、发电类虚拟电厂、混合类虚拟电厂等；

用电侧经营主体包括电网企业、售电公司、电力批发用户、负荷类虚拟电厂、混合类虚拟电厂、智能微电网等。

独立储能根据自身情况自主选择发、用电侧经营主体身份参与电力中长期交易，同一交易序列和同一交易时段只能选择一种身份参与交易。独立储能向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。发电企业或电力用户配建储能与对应的发电企业或电力用户视为一个整体，联合参与电力中长期交易。

虚拟电厂以聚合控制单元为最小单位作为交易单元参与电力中长期交易，单个控制单元所聚合资源应位于同一电力现货市场出清节点。其中：

负荷类虚拟电厂：主要聚合具备调节能力的电力用户，参照售电公司参与电力中长期批发市场交易；

发电类虚拟电厂：主要聚合接入电压等级10千伏及以下的分布式新能源、储能，参照新能源场站参与电力中长期批发市场交易；

混合类虚拟电厂：可同时聚合具备调节能力的电力用户和接入电压等级10千伏及以下的分布式新能源、储能，初期为便于操作，混合类虚拟电厂区分发电类资源和负荷类资源分别聚合形成控制单元，可以自主选择作为用电侧或发电侧经营主体身份参与电力中长期批发市场交易，同一交易序列和同一交易时段只能选择一种身份参与交易。

价格机制方面， 除执行政府定价的电量外，电力中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场形成，第三方不得干预。

对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段，通过市场交易形成各时段的价格。

省内交易价格限制方面，双边协商交易原则上不进行限价；省内月内交易各时段交易价格上限与省内电力现货市场交易价格上限保持一致，下限为0元/千瓦时。

绿电交易方面，鼓励经营主体参与数年绿电交易，探索数年绿电交易常态化开市机制。

结算方面，电力中长期市场应设置电力中长期结算参考点，作为电力中长期市场电量在现货市场的交割点，参考点价格由实时市场出清价格确定。

原文如下：