中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：北京：電力市場(chǎng)化交易總電量規(guī)模擬安排780億千瓦時(shí)
近日，北京市城市管理委員會(huì)發(fā)布關(guān)于對(duì)《北京市2022年電力市場(chǎng)化交易工作安排》公開征求意見的公告。公告明確，2022年，北京市電力市場(chǎng)化交易總電量規(guī)模擬安排780億千瓦時(shí)。
市場(chǎng)參與方式。自2022年1月1日起，本市放開準(zhǔn)入條件，執(zhí)行大工業(yè)電價(jià)（工業(yè)電價(jià)）、一般工商業(yè)電價(jià)的電力用戶可選擇市場(chǎng)直接購(gòu)電。申請(qǐng)參與市場(chǎng)化交易的電力用戶無需辦理準(zhǔn)入，我委不再公布準(zhǔn)入用戶名單。用戶直接向首都電力交易中心申請(qǐng)辦理注冊(cè)，鼓勵(lì)全部工商業(yè)用戶直接從電力市場(chǎng)購(gòu)電。
交易組織安排。北京市電力市場(chǎng)化交易工作由北京電力交易中心、首都電力交易中心共同組織開展。
2022年北京按照年度、季度雙邊協(xié)商、月度集中競(jìng)價(jià)開展分時(shí)段電力中長(zhǎng)期交易。年度、季度交易按月申報(bào)，月度交易包括月度直接交易及用電側(cè)合同電量轉(zhuǎn)讓交易等。具體內(nèi)容按照電力交易中心發(fā)布的交易公告執(zhí)行。
直接交易價(jià)格。電能量交易價(jià)格為通過電力市場(chǎng)直接交易形成的價(jià)格，即發(fā)電側(cè)價(jià)格。
北京市場(chǎng)用戶的用電價(jià)格由電能量交易價(jià)格、輸配電價(jià)格、輔助服務(wù)費(fèi)用、政府性基金及附加等構(gòu)成。國(guó)網(wǎng)北京市電力公司為保障北京居民、農(nóng)業(yè)用電價(jià)格穩(wěn)定產(chǎn)生的新增損益（含偏差電費(fèi)），按月由全體工商業(yè)用戶分?jǐn)偦蚍窒怼?
發(fā)電企業(yè)直接報(bào)總量參與交易，交易價(jià)格執(zhí)行單一報(bào)價(jià)，峰段、平段、谷段各時(shí)段電價(jià)一致。電力直接交易批發(fā)側(cè)用戶采用分時(shí)段報(bào)量、單一報(bào)價(jià)的模式，按照峰段、平段、谷段分別報(bào)量，以總量參與交易。
結(jié)算方式。2022年北京地區(qū)電力市場(chǎng)化交易結(jié)算方式按照華北能源監(jiān)管局《關(guān)于印發(fā)<京津唐電網(wǎng)電力中長(zhǎng)期交易結(jié)算規(guī)則（試行）>的通知》（華北監(jiān)能市場(chǎng)〔2020〕250號(hào)）文件執(zhí)行。如遇政策調(diào)整，按照新政策執(zhí)行。
此外，2022年，北京市承擔(dān)消納責(zé)任的市場(chǎng)主體年度最低消納責(zé)任權(quán)重預(yù)期性指標(biāo)為19.44%（非水18.75%），具體消納責(zé)任權(quán)重以國(guó)家能源局正式發(fā)布的約束性指標(biāo)為準(zhǔn)。鼓勵(lì)承擔(dān)消納責(zé)任的市場(chǎng)主體優(yōu)先通過綠色電力交易完成責(zé)任權(quán)重。
天津：電力市場(chǎng)化電力用戶直接交易總規(guī)模暫定為300億千瓦時(shí)左右
日前，天津市工業(yè)和信息化局發(fā)布關(guān)于做好天津市2022年電力市場(chǎng)化交易工作的通知，通知中稱，2022年，天津地區(qū)電力市場(chǎng)化電力用戶直接交易總規(guī)模暫定為300億千瓦時(shí)左右，區(qū)外機(jī)組交易電量上限為當(dāng)期交易電量總規(guī)模的30%，年度區(qū)外機(jī)組交易電量總規(guī)模上限為90億千瓦時(shí)。
燃?xì)鈾C(jī)組電量入市交易暫按同臺(tái)競(jìng)價(jià)考慮。天津大唐國(guó)際盤山發(fā)電有限責(zé)任公司、天津國(guó)華盤山發(fā)電有限責(zé)任公司、天津國(guó)投津能發(fā)電有限公司等三家500千伏發(fā)電企業(yè)納入?yún)^(qū)內(nèi)電量份額。電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電交易與直接參與市場(chǎng)化交易執(zhí)行相同的交易規(guī)則和區(qū)內(nèi)外電量比例。電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電產(chǎn)生的偏差暫不予考核。
2022年，天津批發(fā)市場(chǎng)交易按照年度、月度、月內(nèi)交易周期開展。年度交易規(guī)模不低于全年交易總規(guī)模的80%，年度交易須按月分解計(jì)劃申報(bào)，交易模式為雙邊協(xié)商交易、集中競(jìng)價(jià)交易模式。月度、月內(nèi)交易以增量直接交易、合同電量轉(zhuǎn)讓交易為主，交易模式為集中競(jìng)價(jià)交易、掛牌交易模式。適時(shí)開展月內(nèi)旬或周交易。
未與售電公司綁定的零售用戶，其全部用電量暫按直接交易用戶超用電量結(jié)算方式開展結(jié)算，待保底電價(jià)相關(guān)政策出臺(tái)后按保底電價(jià)進(jìn)行結(jié)算。
新疆：市場(chǎng)交易規(guī)模約為1040億千瓦時(shí)
日前，新疆發(fā)改委發(fā)布新疆維吾爾自治區(qū)2022年電力直接交易實(shí)施方案（征求意見稿），方案指出，預(yù)計(jì)2022年全年市場(chǎng)交易規(guī)模約為1040億千瓦時(shí)。10千伏及以上工商業(yè)用戶（含不具備法人資格的工商業(yè)用戶）原則上直接參與市場(chǎng)交易（直接向發(fā)電企業(yè)或售電公司購(gòu)電），未直接從電力市場(chǎng)購(gòu)電的工商業(yè)用戶由代購(gòu)企業(yè)代理購(gòu)電（含已在電力交易平臺(tái)注冊(cè)但未曾參與電力市場(chǎng)交易的用戶）。
年用電量在500萬千瓦時(shí)及以上（南疆地區(qū)為300萬千瓦時(shí)及以上）且接入電壓等級(jí)在10千伏以上的工商業(yè)電力用戶為大用戶，其他用戶為中小用戶。大用戶可直接向發(fā)電企業(yè)購(gòu)電，中小用戶原則上僅能向售電公司或者代購(gòu)企業(yè)購(gòu)電。大用戶在新疆電力交易平臺(tái)注冊(cè)前應(yīng)前往地（州、市）電力交易行政主管部門履行申報(bào)手續(xù)。
不符合國(guó)家產(chǎn)業(yè)政策的電力用戶不直接參與市場(chǎng)交易，產(chǎn)品和工藝屬于淘汰類和限制類的電力用戶嚴(yán)格執(zhí)行現(xiàn)有差別電價(jià)政策。
已直接參與市場(chǎng)交易在無正當(dāng)理由情況下改由代理購(gòu)電的用戶，擁有燃煤發(fā)電自備電廠、由代購(gòu)企業(yè)代理購(gòu)電的用戶，用電價(jià)格由代購(gòu)企業(yè)代理購(gòu)電價(jià)格的1.5倍、輸配電價(jià)、政府性基金及附加組成。已直接或由售電公司代理參與交易的高耗能企業(yè)，不得退出市場(chǎng)交易。
擁有燃煤自備電廠的用戶應(yīng)當(dāng)按照國(guó)家規(guī)定承擔(dān)政府性基金及附加、政策性交叉補(bǔ)貼，未按規(guī)定承擔(dān)相關(guān)費(fèi)用的燃煤自備電廠企業(yè)不得自行或由售電公司代理參與交易，由代購(gòu)企業(yè)代理購(gòu)電。
寧夏：發(fā)電側(cè)除優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃以外電量全部進(jìn)入市場(chǎng)
日前，寧夏回族自治區(qū)發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于組織開展2022年電力直接交易工作的通知》意見建議的函。
交易電量。發(fā)電側(cè)除優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃以外電量全部進(jìn)入市場(chǎng)。自治區(qū)重點(diǎn)扶持產(chǎn)業(yè)用戶基數(shù)外電量進(jìn)入市場(chǎng)；其他用戶全部電量通過市場(chǎng)獲得。
《通知》要求，每月20日組織開展次月月度電力直接交易。
用戶與新能源企業(yè)交易，采用集中競(jìng)價(jià)交易方式，以統(tǒng)一邊際價(jià)格出清。用戶與新能源月度交易規(guī)模不超過其近六個(gè)月最大月度用電量（自治區(qū)重點(diǎn)扶持產(chǎn)業(yè)用戶先扣除基數(shù)電量）的25%。新能源與用戶申報(bào)價(jià)格原則上均不超過基準(zhǔn)電價(jià)。
用戶與煤電企業(yè)交易。采用集中競(jìng)價(jià)交易方式，以價(jià)差對(duì)撮合方式出清。按照高耗能用戶、非高耗能用戶的次序，分別與煤電企業(yè)開展兩輪集中競(jìng)價(jià)交易。第一輪由區(qū)內(nèi)統(tǒng)調(diào)公用燃煤電廠（不含銀東配套電源）參與，第二輪由區(qū)內(nèi)統(tǒng)調(diào)燃煤電廠參與。
《通知》明確用戶準(zhǔn)入條件：
10千伏及以上用戶原則上直接參與市場(chǎng)交易，鼓勵(lì)10千伏以下工商業(yè)用戶參與市場(chǎng)交易，入市后用戶可選擇自主或由售電公司代理參與交易，暫無法直接參與市場(chǎng)交易的用戶可由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電。
已直接參與市場(chǎng)交易又退出的用戶，默認(rèn)由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電。已直接參與市場(chǎng)交易的高耗能用戶不得退出市場(chǎng)。
由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電的用戶，可在每季度最后15日前選擇下一季度起直接參與市場(chǎng)交易，用戶應(yīng)在交易平臺(tái)進(jìn)行注冊(cè)，注冊(cè)生效后方可參與交易。
甘肅:支持電力用戶（售電公司）和發(fā)電企業(yè)以靈活可浮動(dòng)的形式確定具體價(jià)格
甘肅省發(fā)展和改革委員會(huì)、甘肅省工業(yè)和信息化廳等部門聯(lián)合發(fā)布《甘肅省2022年省內(nèi)電力中長(zhǎng)期交易實(shí)施細(xì)則》，細(xì)則指出已經(jīng)選擇市場(chǎng)化交易的發(fā)電企業(yè)和電力用戶， 原則上不得自行退出市場(chǎng)。對(duì)符合正常退出條件的，依規(guī)辦理退出市場(chǎng)手續(xù)；對(duì)存在擾亂市場(chǎng)秩序、弄虛作假等違法違規(guī)行為的市場(chǎng)主體，經(jīng)查實(shí)后強(qiáng)制退市；對(duì)無正當(dāng)理由退市 （含強(qiáng)制退市）的市場(chǎng)主體，依規(guī)實(shí)施懲罰性措施。
所有參加市場(chǎng)化交易的電力用戶均執(zhí)行輸配電價(jià)順價(jià)模式。電力用戶的用電價(jià)格由電能量交易價(jià)格（直 接交易價(jià)格）、輸配電價(jià)格、政府性基金及附加、輔助服務(wù)費(fèi)用等構(gòu)成，輸配電價(jià)格、政府性基金及附加按照國(guó)家有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。售電公司代理開展交易的電力用戶，其電費(fèi)還應(yīng)包含該用戶與所委托售電公司確定的代理服務(wù)費(fèi)用。
所有市場(chǎng)主體均應(yīng)分時(shí)段進(jìn)行報(bào)量、報(bào)價(jià)，體現(xiàn)不同時(shí)段電力商品屬性。各時(shí)段申報(bào)電價(jià)的價(jià)差比例不得低于現(xiàn)行目錄分時(shí)電價(jià)的價(jià)差比例，即高峰時(shí)段申報(bào)價(jià)格 不低于平段申報(bào)價(jià)格的 150%、低谷時(shí)段申報(bào)價(jià)格不高于平段申報(bào)價(jià)格的 50%。在未形成有效峰谷價(jià)格時(shí)，可出臺(tái)分時(shí)段指 導(dǎo)價(jià)格或上下限價(jià)格。
支持電力用戶（售電公司）和發(fā)電企業(yè)以靈活可浮動(dòng)的形式確定具體價(jià)格，價(jià)格浮動(dòng)方式由雙方事先約定。鼓勵(lì)市場(chǎng)主體參考行業(yè)上下游相關(guān)產(chǎn)品指數(shù)，協(xié)商建立“交易電價(jià)+上下浮動(dòng)”動(dòng)態(tài)調(diào)整機(jī)制，在相關(guān)產(chǎn)品價(jià)格變動(dòng)達(dá)到一定幅度，可對(duì)交易電價(jià)進(jìn)行相應(yīng)浮動(dòng)調(diào)整。相關(guān)機(jī)制可在電子合同中進(jìn)行明確，也可通過補(bǔ)充協(xié)議等方式約定， 報(bào)交易中心備案后生效。
陜西：鼓勵(lì)購(gòu)售雙方在中長(zhǎng)期合同簽訂中明確交易電價(jià)隨燃料成本變化合理浮動(dòng)條款
12月6日，陜西省發(fā)改委發(fā)布《陜西省2022年電力直接交易實(shí)施方案》。方案指出，深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)改革。燃煤發(fā)電電量原則上全部進(jìn)入電力市場(chǎng)，通過市場(chǎng)交易在“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價(jià)，上下浮動(dòng)范圍原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場(chǎng)交易電價(jià)不受上浮20%限制。鼓勵(lì)購(gòu)售雙方在中長(zhǎng)期合同簽訂中明確交易電價(jià)隨燃料成本變化合理浮動(dòng)條款，實(shí)行交易電價(jià)與煤炭?jī)r(jià)格掛鉤聯(lián)動(dòng)，促進(jìn)購(gòu)售雙方長(zhǎng)期穩(wěn)定利益共享。
實(shí)施原則為推進(jìn)中長(zhǎng)期市場(chǎng)連續(xù)運(yùn)營(yíng)、深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)改革、穩(wěn)妥推進(jìn)分時(shí)段交易簽約以及提高用戶側(cè)合同轉(zhuǎn)移靈活性。
市場(chǎng)化交易范圍
供給側(cè)：有序推動(dòng)燃煤發(fā)電企業(yè)全部上網(wǎng)電量進(jìn)入電力市場(chǎng)，其中電網(wǎng)安全約束、民生保障電量按“保量競(jìng)價(jià)”原則在市場(chǎng)化交易中優(yōu)先出清。
需求側(cè)：有序推動(dòng)工商業(yè)用戶全面進(jìn)入電力市場(chǎng)。
計(jì)量結(jié)算與合同偏差處理
市場(chǎng)化交易采用“月結(jié)月清、偏差結(jié)算”機(jī)制，交易中心依據(jù)合同分月電量和月度實(shí)際用電量進(jìn)行月度結(jié)算，并對(duì)合同偏差電量按月進(jìn)行清算。鼓勵(lì)市場(chǎng)主體積極簽訂中長(zhǎng)期合同，年度及以上中長(zhǎng)期合同簽約電量不低于前三年用電量平均值的80%，并通過后續(xù)月度、月內(nèi)合同簽訂保障中長(zhǎng)期合同簽約電量不低于前三年用電量平均值的90%。輸配電價(jià)格依據(jù)國(guó)家發(fā)展改革委核定的標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行。政府性基金及附加按照國(guó)家有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
山西：持續(xù)增加電力交易規(guī)模至1500億千瓦時(shí)，擴(kuò)大電力市場(chǎng)主體范圍
日前山西省能源局發(fā)布《2022年電力市場(chǎng)交易組織方案》。方案明確持續(xù)增加電力交易規(guī)模：1500億千瓦時(shí)，較2021年增加約8%。繼續(xù)擴(kuò)大電力市場(chǎng)主體范圍，包括發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司等。
中長(zhǎng)期交易分為普通用戶用電交易和戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)用電交易。
普通用戶用電交易中，年度、季度（多月）、月度、旬集中交易價(jià)格上下浮動(dòng)原則上均不超過燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)的20%。高耗能企業(yè)不受20%限制。為體現(xiàn)分時(shí)價(jià)格信號(hào)，年度交易和季度交易總成交電量原則上不超過全年市場(chǎng)化普通用戶用電交易電量的60%。
戰(zhàn)略性新型產(chǎn)業(yè)用電交易按年度（多月）、月度、旬為周期開展交易，在普通用戶用電交易之前組織，采用典型曲線。戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)用電側(cè)（含售電公司）只能在參與戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)用電交易的用電側(cè)市場(chǎng)主體間通過零價(jià)差轉(zhuǎn)讓合同處理偏差，發(fā)電側(cè)戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)用電交易合約轉(zhuǎn)讓不限于參與戰(zhàn)略新興產(chǎn)業(yè)用電交易的發(fā)電企業(yè)。
2022年1月起，電網(wǎng)企業(yè)通過參與場(chǎng)內(nèi)集中交易（不含撮合交易）代理購(gòu)電，主要采取掛牌交易方式，掛牌購(gòu)電價(jià)格依據(jù)省發(fā)展改革委相關(guān)文件執(zhí)行。
除國(guó)家明確外送的新能源企業(yè)之外，其余新能源發(fā)電企業(yè)優(yōu)先參與省內(nèi)交易，僅當(dāng)出現(xiàn)新能源消納困難時(shí)方可參與外送交易。省間綠電交易不受以上約束。
現(xiàn)貨交易。2022年全年電力現(xiàn)貨市場(chǎng)原則上繼續(xù)全年連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行，力爭(zhēng)盡快實(shí)現(xiàn)正式運(yùn)行。
強(qiáng)化電力市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)管控。建立電力市場(chǎng)交易風(fēng)險(xiǎn)防控機(jī)制，防止售電公司脫離發(fā)電企業(yè)和電力用戶單邊“賭市場(chǎng)”行為，探索將金融機(jī)構(gòu)引入電力市場(chǎng)，對(duì)沖降低市場(chǎng)交易風(fēng)險(xiǎn)。
河北：電力直接交易規(guī)模暫定為950億千瓦時(shí)
河北省發(fā)改委日前發(fā)布關(guān)于印發(fā)河北南部電網(wǎng)2022年電力中長(zhǎng)期交易工作方案的通知。通知中明確，2022年電力直接交易規(guī)模暫定為950億千瓦時(shí)。
河北南部電網(wǎng)燃煤發(fā)電上網(wǎng)電量原則上全部進(jìn)入電力市場(chǎng)，鼓勵(lì)工商業(yè)電力用戶直接參與市場(chǎng)交易。電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電用戶電價(jià)由代理購(gòu)電價(jià)格（含平均上網(wǎng)電價(jià)、輔助服務(wù)費(fèi)用等）、輸配電價(jià)（含線損及政策性交叉補(bǔ)貼）、政府性基金及附加組成。
鼓勵(lì)高比例簽約。電力用戶年度交易電量不低于前三年用電量平均值的80%，并通過后續(xù)月度、月內(nèi)交易保證中長(zhǎng)期交易電量不低于前三年平均用電量的90%。
山東：2022年全省電力市場(chǎng)規(guī)模約3800億千瓦時(shí)
山東省能源局近日發(fā)布《關(guān)于做好2022年全省電力市場(chǎng)交易有關(guān)工作的通知》，明確2022年全省電力市場(chǎng)規(guī)模約3800億千瓦時(shí)，包括直接參與市場(chǎng)交易和電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電。
《通知》明確，2022年1月起，電網(wǎng)企業(yè)通過參與場(chǎng)內(nèi)集中交易方式（不含撮合交易）代理購(gòu)電，代購(gòu)電量全部以報(bào)量不報(bào)價(jià)方式、作為價(jià)格接受者參與市場(chǎng)出清，其中采取掛牌交易方式的，價(jià)格按當(dāng)月月度集中競(jìng)價(jià)交易加權(quán)平均價(jià)格確定。未參與市場(chǎng)交易的可再生能源（省內(nèi)、省外）、核電、小水電、三余機(jī)組等電量，按價(jià)格由低到高優(yōu)先匹配居民、農(nóng)業(yè)用電等保障性電量。如存在電量缺口，由電網(wǎng)企業(yè)通過市場(chǎng)化方式采購(gòu)予以保障。
根據(jù)《通知》，發(fā)電側(cè)方面，符合市場(chǎng)準(zhǔn)入條件的燃煤發(fā)電機(jī)組全部參與電力市場(chǎng)。燃煤發(fā)電機(jī)組、新能源、獨(dú)立輔助服務(wù)提供者等按照山東省電力市場(chǎng)交易規(guī)則參與電力市場(chǎng)交易。
用戶側(cè)方面，全面放開工商業(yè)電力用戶參與電力市場(chǎng)交易。用戶可作為批發(fā)用戶直接參與市場(chǎng)交易，也可由售電公司代理、作為零售用戶直接參與市場(chǎng)交易；暫未直接參與市場(chǎng)的電力用戶，由國(guó)網(wǎng)山東省電力公司代理參與市場(chǎng)購(gòu)電。高耗能企業(yè)參與市場(chǎng)交易的，交易電價(jià)不受上浮20%限制，國(guó)家另有規(guī)定的按國(guó)家規(guī)定執(zhí)行。高耗能用戶已直接參與市場(chǎng)交易的，不得退出市場(chǎng)交易；尚未直接參與市場(chǎng)交易的，原則上要直接參與市場(chǎng)交易；暫不能直接參與市場(chǎng)交易的由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電，用電價(jià)格由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電價(jià)格的1.5倍、輸配電價(jià)、政府性基金及附加等組成。
安徽：電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電產(chǎn)生的偏差考核電費(fèi)由用戶承擔(dān)
日前安徽省能源局發(fā)布《關(guān)于印發(fā)2022年全省電力中長(zhǎng)期交易實(shí)施方案的通知（皖能源電力〔2021〕62號(hào)）》，其中提到：2021年未參與市場(chǎng)交易的電力用戶,可以由電網(wǎng)企業(yè) 代理,電 網(wǎng)企業(yè)代理的電力用戶為代理購(gòu)電用戶。一級(jí)用戶、二級(jí)用戶名下工商業(yè)電量原則上全部參與 市場(chǎng)交易,代理購(gòu)電用戶名下工商業(yè)電量原則上全部由電網(wǎng)企業(yè)代理參與市場(chǎng)交易。因無正當(dāng)理由退出電力市場(chǎng)、與多家售電公司同時(shí)簽訂代理合同等原因被暫停交易資格的電力用戶,一 年內(nèi)不得申請(qǐng)參與市場(chǎng)交易,由電網(wǎng)公司代理購(gòu)電,代理購(gòu)電價(jià)格按照電網(wǎng)公司代理其他用戶購(gòu)電價(jià)的1.5倍執(zhí)行。
各類市場(chǎng)交易在“基準(zhǔn)價(jià)格+上下浮動(dòng)”范圍內(nèi)形成交易價(jià)格,上下浮動(dòng)范圍不超過20%;高耗能企業(yè)與其他用戶在市場(chǎng)交易中分開組織交易,高耗能企業(yè)市場(chǎng)交易價(jià)格不受上浮 20%限制。
市場(chǎng)主體合同偏差電量允許范圍為ˉ5%~+5%,超出部分偏差電量按現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)10%繳納偏差考核電費(fèi)。偏差考核電費(fèi)季結(jié)季清,按照發(fā)、用電側(cè)市場(chǎng)交易電量在同側(cè)等比例返還。
售電公司產(chǎn)生的季度偏差考核電費(fèi),與其二級(jí)用戶各承擔(dān)50%。電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電產(chǎn)生的偏差考核電費(fèi),由代理購(gòu)電用戶承擔(dān)。
江蘇：光伏發(fā)電按照全年不超過900小時(shí)、風(fēng)電按照全年不超過1800小時(shí)電量參與年度市場(chǎng)交易
11月19日，江蘇省發(fā)展改革委、江蘇能源監(jiān)管辦公布了《關(guān)于開展2022年電力市場(chǎng)交易工作》的通知。
《通知》明確，對(duì)于省內(nèi)統(tǒng)調(diào)光伏、風(fēng)電機(jī)組的綠色電力市場(chǎng)交易電量按照實(shí)際交易電價(jià)結(jié)算。帶補(bǔ)貼的統(tǒng)調(diào)光伏、風(fēng)電機(jī)組參與市場(chǎng)交易部分的電量，不再領(lǐng)取可再生能源發(fā)電補(bǔ)貼或申請(qǐng)綠證，可不計(jì)入其全生命周期保障收購(gòu)小時(shí)數(shù)。
此外，該文件對(duì)符合條件參與市場(chǎng)交易的發(fā)電企業(yè)、電力用戶以及售電公司制定了相應(yīng)的電力市場(chǎng)交易電量規(guī)定。
燃煤機(jī)組：公用燃煤機(jī)組全部參與市場(chǎng)交易。10萬千瓦以上燃煤機(jī)組全年中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易電量上限（不含優(yōu)先發(fā)電電量）暫按4000小時(shí)設(shè)置，其中年度交易電量不超過3500小時(shí)。10萬千瓦及以下燃煤機(jī)組視情況參與年度和月度交易。
核電機(jī)組：江蘇核電有限公司全年市場(chǎng)交易電量不低于200億千瓦時(shí)，其中年度交易電量不低于160億千瓦時(shí)。
燃?xì)鈾C(jī)組：結(jié)合天然氣資源等情況參與月內(nèi)掛牌等市場(chǎng)交易。
電力用戶及售電公司：一類用戶年度交易電量應(yīng)為其前三年用電量平均值的60%-75%,售電公司年度交易電量應(yīng)為其所有簽約用戶前三年用電量平均值之和的60%-75%,否則不得參與2022年市場(chǎng)交易。
一類用戶、售電公司暫按不超過實(shí)際用（售）電量的10%以當(dāng)月電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電價(jià)格結(jié)算。
參與綠電交易的售電公司應(yīng)當(dāng)在與二類用戶簽訂的購(gòu)售電合同或補(bǔ)充協(xié)議中，明確綠色電力交易電量、價(jià)格以及消納量歸屬等信息。（選擇與發(fā)電企業(yè)直接交易的用戶為一類用戶，選擇由售電公司代理交易的用戶為二類用戶）
同時(shí)，文件還規(guī)定了市場(chǎng)交易價(jià)格浮動(dòng)范圍為燃煤機(jī)組發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)上下浮動(dòng)原則上不超過20%（0.3128 0.4692元/千瓦時(shí)）,高耗能企業(yè)市場(chǎng)交易電價(jià)不受上浮20%限制。
各市場(chǎng)主體簽訂年度中長(zhǎng)期交易合同時(shí)，應(yīng)當(dāng)充分考慮電力供需平衡、燃料價(jià)格等因素，約定價(jià)格浮動(dòng)機(jī)制。若售電公司與二類用戶簽訂多年購(gòu)售電合同，可通過簽訂補(bǔ)充協(xié)議等方式，約定價(jià)格浮動(dòng)機(jī)制。
對(duì)于已參與市場(chǎng)交易、無正當(dāng)理由改為電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電的用戶，擁有燃煤發(fā)電自備電廠、由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電的用戶，以及未參與市場(chǎng)交易由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電的高耗能企業(yè)，用電價(jià)格為電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電價(jià)格的1.5倍加上輸配電價(jià)、政府性基金及附加。
偏差電量的考核與結(jié)算按照月結(jié)月清方式。
江西：鼓勵(lì)統(tǒng)調(diào)光伏、風(fēng)電機(jī)組自愿參與綠色電力市場(chǎng)
12月17日，江西省能源局發(fā)布關(guān)于印發(fā)《江西省2022年電力市場(chǎng)化交易實(shí)施方案》的通知。詳情如下：
發(fā)電企業(yè)：除保障居民、農(nóng)業(yè)用電的電源外，原則上其他各類電源應(yīng)參與電力市場(chǎng)化交易，確保發(fā)、用兩側(cè)可交易電量規(guī)模匹配?，F(xiàn)階段，暫由以下電源參與電力市場(chǎng)化交易，后續(xù)將根據(jù)國(guó)家和省工作要求、優(yōu)發(fā)電源界定、電網(wǎng)代理購(gòu)電規(guī)模等情況適時(shí)調(diào)整電源入市要求。
1.燃煤機(jī)組∶符合國(guó)家基本建設(shè)程序并取得電力業(yè)務(wù)許可證（發(fā)電類）、納入省級(jí)及以上統(tǒng)一調(diào)度管理的火電機(jī)組。2022年新建成的統(tǒng)調(diào)火電機(jī)組在完成168小時(shí)試運(yùn)行后可參與電力市場(chǎng)化交易，并盡快取得電力業(yè)務(wù)許可證（發(fā)電類）。為保障電力供需平衡與電網(wǎng)安全，30萬千瓦級(jí)及以上機(jī)組年度必發(fā)上網(wǎng)電量暫定不低于2000小時(shí)。
2.統(tǒng)調(diào)可再生能源機(jī)組∶鼓勵(lì)統(tǒng)調(diào)光伏、風(fēng)電機(jī)組自愿參與綠色電力市場(chǎng)。
電力用戶：10千伏及以上工商業(yè)用戶原則上要直接參與市場(chǎng)化交易（直接向發(fā)電企業(yè)或售電公司購(gòu)電），暫無法直接參與市場(chǎng)化交易的由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電;鼓勵(lì)其他工商業(yè)用戶直接參與市場(chǎng)化交易。
售電公司：已完成注冊(cè)、承諾、公示和備案程序且符合要求的售電公司。
綠色電力交易：組織完全市場(chǎng)化或自愿參與的統(tǒng)調(diào)風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)探索常規(guī)化開展綠色電力交易，建立月度、月內(nèi)交易模式。同時(shí)，探索統(tǒng)調(diào)風(fēng)電、光伏企業(yè)上網(wǎng)電量"保量保價(jià)"部分簽訂廠網(wǎng)問購(gòu)售電合同，納入電力中長(zhǎng)期合同管理，建立合同偏差調(diào)整和考核機(jī)制。
交易方式。綜合考慮分時(shí)電價(jià)、代理購(gòu)電等政策對(duì)市場(chǎng)化交易的影響，2022年電力市場(chǎng)化交易設(shè)置過渡期，過渡期為1月1日起至分時(shí)電價(jià)政策出臺(tái)前。過渡期內(nèi)，按照"年度+月度+月內(nèi)"的交易周期開展常規(guī)交易和分時(shí)段交易。分時(shí)電價(jià)政策出臺(tái)后至分時(shí)段交易方案出臺(tái)前，所有市場(chǎng)化交易用戶應(yīng)執(zhí)行新的分時(shí)電價(jià)政策。待分時(shí)段交易方案制定后，按照本方案和分時(shí)段交易方案參與常規(guī)交易或分時(shí)段交易。統(tǒng)調(diào)風(fēng)電、光伏企業(yè)廠網(wǎng)間購(gòu)售電合同參照開展，暫不進(jìn)行偏差結(jié)算。
交易價(jià)格。燃煤發(fā)電市場(chǎng)交易價(jià)格執(zhí)行“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”市場(chǎng)化機(jī)制，上下浮動(dòng)范圍原則上不超過20%，高耗能企業(yè)市場(chǎng)交易電價(jià)不受20%限制。
對(duì)于已參與市場(chǎng)交易、無正當(dāng)理由情況改由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電的用戶，擁有燃煤發(fā)電自備電廠、由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電的用戶，以及未參與市場(chǎng)交易由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電的高耗能企業(yè)，用電價(jià)格為電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電價(jià)格的1.5倍、輸配電價(jià)、政府性基金及附加組成。
浙江：現(xiàn)貨市場(chǎng)交易電量占比不高于10%
12月10日，省發(fā)改委、省能源局、浙江能監(jiān)辦聯(lián)合發(fā)布了《2022年浙江省電力市場(chǎng)化交易方案》和2022年度江省電力市場(chǎng)化交易相關(guān)工作通知，浙江電力市場(chǎng)正式開始啟動(dòng)。
《方案》提到2022年浙江電力市場(chǎng)化交易規(guī)模根據(jù)全省工商業(yè)用戶年度總用電量規(guī)模確定。其中，中長(zhǎng)期交易電量占比不低于90%，現(xiàn)貨市場(chǎng)交易電量占比不高于10%。
工商業(yè)用戶須全電量參與市場(chǎng)交易。110千伏及以上用電電壓等級(jí)的工商業(yè)用戶應(yīng)參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易，現(xiàn)貨交易電量不高于其前三年用電量平均值的10%，剩余交易電量為中長(zhǎng)期交易電量。
其他工商業(yè)用戶交易電量原則上全部為中長(zhǎng)期交易電量。其中，年度交易電量原則上不低于其前三年用電量平均值的70%，其余交易電量通過月度交易或（和）現(xiàn)貨交易實(shí)現(xiàn)。
鼓勵(lì)售電公司結(jié)合實(shí)際（具備分時(shí)計(jì)量等條件）代理工商業(yè)用戶參與現(xiàn)貨市場(chǎng)交易，現(xiàn)貨交易電量比例不高于代理用戶前三年總用電量平均值的10%。
省內(nèi)發(fā)電企業(yè)
煤電：省統(tǒng)調(diào)煤電全年市場(chǎng)化交易電量暫按2600億千瓦時(shí)確定（根據(jù)年用電增長(zhǎng)適時(shí)調(diào)整）。
氣電:省統(tǒng)調(diào)氣電全年市場(chǎng)化交易電量上限暫按150億千瓦時(shí)確定（根據(jù)氣源、氣價(jià)等情況適時(shí)調(diào)整），各機(jī)組（發(fā)電企業(yè)）交易電量上下限按照年度交易工作通知確定。
核電：中核集團(tuán)秦山一期全年市場(chǎng)化交易電量占其年發(fā)電量的50%。三門核電全年市場(chǎng)化電量占其年發(fā)電量的10%。
水電：烏溪江水電、三溪口水電、北海水力發(fā)電等省統(tǒng)調(diào)水電年發(fā)電量全部為市場(chǎng)交易電量。
風(fēng)電光伏：無補(bǔ)貼的風(fēng)電和光伏發(fā)電參與綠電交易，鼓勵(lì)有補(bǔ)貼的風(fēng)電和光伏發(fā)電企業(yè)（綜合補(bǔ)貼和綠電交易價(jià)格等因素）與電力用戶自主協(xié)商參與綠電交易。交易電量全部為中長(zhǎng)期交易電量。
省統(tǒng)調(diào)煤電、核電和水電的現(xiàn)貨交易電量比例原則上分別不高于10%。省統(tǒng)調(diào)氣電現(xiàn)貨交易電量比例原則上不高于30%，具體按照現(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行方案確定。
省外來電參與浙江電力市場(chǎng)化交易，現(xiàn)貨交易電量原則上比例不高于10%。
廣東：電力市場(chǎng)交易規(guī)模5500億，鼓勵(lì)發(fā)電企業(yè)和售電公司及批發(fā)大用戶多簽、簽實(shí)年度中長(zhǎng)期合同
12月3日，日前廣東省能源局發(fā)布《關(guān)于做好2022年電力市場(chǎng)年度交易工作的通知》，稱2022年電力市場(chǎng)規(guī)模約5500億千瓦時(shí)，電力市場(chǎng)年度交易規(guī)模3150億千瓦時(shí)，年度交易包括年度雙邊協(xié)商交易和年度掛牌交易，成交電量達(dá)到3150 億千瓦時(shí)結(jié)束年度交易。先開展年度雙邊協(xié)商交易，上限為3000億千瓦時(shí);后開展年度掛牌交易，上限為年度規(guī)模上限3150億千瓦時(shí)扣除年度雙邊協(xié)商交易成交電量。在此基礎(chǔ)上若仍有剩余電量，市場(chǎng)主體可在年內(nèi)每月提交后續(xù)月份的年度中長(zhǎng)期合同。
允許發(fā)電企業(yè)和售電公司、售電公司和零售用戶在2021年底和2022年內(nèi)，分別按需簽訂后續(xù)月份不同周期（如年、半年、季度或多月等）的年度中長(zhǎng)期合同、零售合同。在批發(fā)合同中宜增加一次能源價(jià)格聯(lián)動(dòng)條款；在零售合同中不少于10%實(shí)際用電量比例的部分應(yīng)采用市場(chǎng)價(jià)格聯(lián)動(dòng)方式，鼓勵(lì)零售合同中增加一次能源價(jià)格聯(lián)動(dòng)條款。在雙方協(xié)商一致的情況下，市場(chǎng)主體可每月調(diào)整價(jià)格。
批發(fā)側(cè)年度合同為“絕對(duì)價(jià)格+曲線”模式，按照“基準(zhǔn)價(jià)＋上下浮動(dòng)”原則，上限為0.554元/千瓦時(shí)，下限為0.3724元/千瓦時(shí)。零售側(cè)為分峰平谷的絕對(duì)價(jià)格零售合同，市場(chǎng)購(gòu)電用戶價(jià)格由電能量?jī)r(jià)格、輸配電價(jià)、政府性基金及附加、輔助服務(wù)費(fèi)用、市場(chǎng)分?jǐn)傎M(fèi)用等組成。
通知區(qū)分直接參與市場(chǎng)交易的電源（“市場(chǎng)交易電源”）和作為價(jià)格接受者、不直接參與市場(chǎng)交易的、電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電的市場(chǎng)電源（“市場(chǎng)代購(gòu)電源”）。
燃煤電廠方面。省內(nèi)燃煤電廠上網(wǎng)電量（含自備電廠上網(wǎng)電量）全部進(jìn)入市場(chǎng)。其中，中調(diào)及以上燃煤電廠（含“點(diǎn)對(duì)點(diǎn)”送電的鯉魚江、橋口電廠）作為市場(chǎng)交易電源；地調(diào)燃煤電廠可選擇作為市場(chǎng)交易電源或市場(chǎng)代購(gòu)電源；省內(nèi)燃煤自備電廠上網(wǎng)電量進(jìn)入市場(chǎng)，僅作為市場(chǎng)代購(gòu)電源。燃?xì)怆姀S方面。中調(diào)及以上燃?xì)怆姀S上網(wǎng)電量全部進(jìn)入市場(chǎng)，作為市場(chǎng)交易電源；地調(diào)燃?xì)怆姀S可選擇是否進(jìn)入市場(chǎng)（進(jìn)入后不允許退出），可選擇作為市場(chǎng)交易電源或市場(chǎng)代購(gòu)電源。核電方面。嶺澳核電和陽江核電進(jìn)入市場(chǎng)，直接參與市場(chǎng)交易。2022年起，適時(shí)選取可再生能源、儲(chǔ)能示范應(yīng)用項(xiàng)目及可調(diào)節(jié)負(fù)荷等試點(diǎn)參與電能量市場(chǎng)交易。進(jìn)入市場(chǎng)的燃煤、燃?xì)怆姀S不再安排基數(shù)電量。
自2022年1月1日起，南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場(chǎng)進(jìn)入全年連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行。通知對(duì)變動(dòng)成本補(bǔ)償機(jī)制、用戶側(cè)峰谷平衡機(jī)制、容量補(bǔ)償機(jī)制（適時(shí)考慮）、市場(chǎng)分?jǐn)倷C(jī)制、市場(chǎng)管控措施進(jìn)行了明確。
2022年持續(xù)開展日前需求響應(yīng)交易，研究建立直控虛擬電廠容量競(jìng)價(jià)、可中斷符合交易等交易品種，與日前需求響應(yīng)交易、有序用電相銜接，在市場(chǎng)購(gòu)電用戶和電網(wǎng)代購(gòu)用戶資源中培育形成年度最大用電負(fù)荷5%左右的穩(wěn)定調(diào)節(jié)能力。
可再生能源參與綠電交易轉(zhuǎn)為絕對(duì)價(jià)格模式，具體安排另行通知。
