省发展改革委 江苏能源监管办

关于开展2024年电力市场交易工作的通知

苏发改能源发〔2023〕1258号

省电力公司，江苏电力交易中心有限公司，有关发电企业、售电公司、电力用户：

根据国家电力体制改革工作部署和我省电力市场建设总体安排，结合我省现货交易试点、绿色电力交易等工作要求，现就我省2024年电力市场交易有关工作通知如下。

一、市场主体准入

（一）发电企业

1、公用燃煤、燃气、核电，光伏、风电（平价及主动承诺放弃绿电交易电量补贴的带补贴项目）等省内各类发电机组，山西阳城电厂、华东区域统配机组、特高压直流配套电源等区外电源，可参与中长期交易。根据现货交易试点进度，逐步扩大参加现货交易的发电企业规模。

2、依法取得发电项目核准或备案文件，依法取得或者豁免电力业务许可证（发电类）。新入市的发电企业需提交信用承诺书。

3、并网自备电厂在公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金及附加以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费，取得电力业务许可证（发电类），达到能效、环保要求，可参与市场交易。

（二）电力用户

1、积极推进工商业用户全部进入电力市场，鼓励存量电网企业代理购电用户进入市场，逐步缩小电网企业代理购电用户范围，原则上10千伏及以上的工商业用户直接参与市场。

2、35千伏及以上电压等级的用户可自主选择与发电企业直接交易或由售电公司代理交易，其余用户只可由售电公司代理交易。选择与发电企业直接交易的用户为一类用户，选择由售电公司代理交易的用户为二类用户。

3、一类用户原则上全部参与现货交易试点。

（三）售电公司

1、在江苏电力交易中心完成市场注册并公示、签约用户年度用电合计达到4000万千瓦时以上的售电公司，可参与市场交易。

2、售电公司需根据参与市场交易电量向江苏电力交易中心提供履约保函或者履约保险等履约保障凭证，具体按照《江苏电力中长期交易规则》相关规定执行。

3、售电公司所有签约用户的市场化电量纳入现货交易试点。

二、市场交易电量

（一）发电企业

1、省内机组

燃煤机组：燃煤机组原则上全部电量参与市场交易，根据国家发展改革委要求，燃煤机组年度交易电量原则上为上一年度上网电量的80%左右。

核电机组：江苏核电有限公司所属核电机组全年市场交易电量270亿千瓦时左右，其中#1-2机组不低于70亿千瓦时。

燃气机组：结合天然气资源供应等情况，可自主选择参与年度、月度等市场化交易。

光伏、风电：考虑风光发电预测的不确定性，为提高绿电合同履约比例，集中式光伏发电年度绿电交易电量不超过900小时、集中式风电绿电年度交易电量不超过1800小时。分散式风电、分布式光伏需具备绿证核发条件并申请成功后，可参加月内绿电交易。

2、区外电源

山西阳城电厂全部参与市场交易，其中年度交易电量不低于120亿千瓦时。

华东区域统配机组中，秦山核电年度交易电量10亿千瓦时；皖电东送机组年度交易电量暂为50亿千瓦时，剩余电量通过月度等方式组织。

积极利用送电我省的雁淮、锡泰、吉泉等特高压专用输电通道组织开展跨区跨省绿电交易，具体交易规模根据送端送出能力、通道富余空间和送受双方交易意愿确定。

（二）电力用户及售电公司

1、市场化用户全电量参与市场交易，其中一类用户直接参与批发市场交易，二类用户通过售电公司代理参加批发市场交易，二类用户和售电公司开展零售市场交易。根据国家发展改革委要求，一类用户年度交易电量原则上为其上一年度用电量的80%左右，售电公司年度交易电量原则上为其所有签约用户上一年度用电量之和的80%左右。

2、参与绿电交易的售电公司应当在与二类用户签订的购售电合同或补充协议中，明确绿色电力交易电量（电力）、价格（包括电能量价格、绿色电力环境价值及偏差补偿）和消纳量归属等信息。

3、售电公司与其签约的二类用户，可通过约定一定比例的实际用电量与现货价格进行联动，合理控制现货试点交易价格波动。

三、市场交易价格

1、市场用户的电能交易价格加上上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加，即为用户的到户结算电价。其中一类用户的电能交易价格由市场交易形成，二类用户的电能交易价格按其与售电公司签订的零售合同执行。上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用按照国家及省核定的价格水平执行，政府性基金及附加按照国家有关规定执行。

2、自2024年1月1日起，我省合规在运的公用煤电机组单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价（即前述电能交易价格）通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成，上下浮动幅度原则上均不超过20%；容量电价按照《国家发展改革委国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）有关规定，经考核后由电网企业按月结算，纳入系统运行费用，向全体工商业用户分摊，具体政策另行发文明确。高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。

3、核电机组、燃气机组和绿电交易价格不设限制。燃气机组参与市场交易的，继续执行我省气电联动有关政策。绿电交易价格包括电能量价格和绿色电力环境价值，售电公司与二类用户的绿电交易零售价格中的绿色电力环境价值，应与其在批发市场对应绿电交易的绿色电力环境价值一致，且上网环节线损费用、用户峰谷分时电价以电能量价格为基础进行计算。

4、自2024年1月1日起，市场化用户线损电量按照国家核定我省的上网环节综合线损率计算。工商业用户当月上网环节线损费用=用户当月上网电价×（线损率÷（1-线损率））×用户当月结算电量。对于直接交易用户，上网电价为该户加权平均市场购电电价（全部市场化合同均价）。

5、现货试运行期间，未申报用电曲线以及到户结算电价峰谷比例低于电价市场化改革前我省分时电价政策要求的，用户峰谷分时用电价格按省发展改革委确定的分时电价峰谷（含尖峰）时段及浮动比例，以到户结算电价为基础进行上下浮动。

6、各市场主体签订年度中长期交易合同时，应当充分考虑电力供需平衡、燃料价格和煤电机组在市场交易外可额外获得容量电价等因素，按照平等协商、利益共享、风险共担的原则，可关联当月现货交易加权均价或代理购电价格等约定价格浮动机制。若售电公司与二类用户签订多年购售电合同，可通过签订补充协议等方式，约定价格浮动机制。

7、已参与市场交易、改为电网企业代理购电的用户，拥有燃煤发电自备电厂、由电网企业代理购电的用户，以及未参与市场交易由电网企业代理购电的高耗能企业，用电价格为电网企业代理购电价格的1.5倍加上输配电价、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加形成。

四、市场交易组织

（一）总体要求

1、充分发挥中长期交易压舱石、稳定器作用，保障中长期交易电量不低于市场交易总电量的90%。充分考虑市场建设进度及市场主体承受能力，稳妥推进现货市场试运行。

2、本着“统一规范、高效便捷”原则，注册、零售交易、结算核对等业务全部采用线上办理。

3、年度交易采用双边协商和挂牌方式，月度交易采用集中竞价、挂牌等方式，月内交易采用挂牌方式。其中绿电交易主要采用双边协商方式。

4、为便于市场主体灵活调整中长期电力曲线，现货试点交易日组织开展分时段能量块交易。

5、月内交易连续开市，购电侧主体可根据当月实际用电需求情况自主灵活安排月度和月内交易电量。

（二）市场注册

1、符合准入条件的新增市场主体参与市场交易前，需在江苏电力交易中心的交易系统（以下简称交易系统）完成注册工作，成为合格市场主体。

2、常态化开展市场主体注册业务，市场主体应持续满足注册条件，否则不得办理交易相关业务。江苏电力交易中心要加强市场主体信息更新和资格审查。

3、市场主体原则上应授权本单位在职人员办理、认领和保管数字安全证书，使用数字安全证书登录交易系统并办理相关业务。

4、用户在参与批发市场交易前，需通过交易系统确定一类用户身份。

（三）零售市场交易

1、售电公司和二类用户需在交易系统采用挂牌、协商、邀约等方式参与零售市场交易，由交易系统生成统一格式购售电合同文本，供交易双方自行下载、签订和上传，并完成交易。江苏电力交易中心以交易成交的电力零售套餐作为结算依据。

2、江苏电力交易中心常态开展零售市场交易，二类用户在同一合同周期内仅可与一家售电公司完成交易。零售市场交易的最小交易周期为月度。购售电合同有效期内，售电公司和二类用户可通过自主协商变更、解除合同，其中次月执行合同最晚需在当月底前2个工作日完成交易，2024年1月起执行的零售合同最晚需在2023年12月16日前完成交易。

3、二类用户解除合同或购售电合同到期，应及时参与后续市场交易。对于已参与市场交易的用户，购售电合同到期后既未作一类用户与发电企业完成交易，也未作二类用户与售电公司完成交易，视为改由电网企业代理购电。

（四）年度交易

1、年度协商交易。2023年12月12-15日，一类用户、售电公司与发电企业在交易系统中通过电子签的方式，完成年度协商交易合同均价和合同电量的申报与确认。原则上年度协商交易分月电量默认按照全年典型月分日、日分时曲线，分解至当月每日每时，也可双方协商自行约定月分日、日分时曲线。

2、年度挂牌交易。2023年12月11、18日，一类用户、售电公司、发电企业在交易系统中开展年度挂牌交易。原则上年度挂牌交易分月电量按照全年典型月分日、日分时曲线，分解至当月每日每时。

3、年度合同分解。一类用户、售电公司应在年度交易结束后，在交易系统完成交易合同分月计划的分解工作，分解分月计划不得修改已约定的电力曲线。

4、省电力公司及增量配电网企业应为符合条件的市场主体（含售电公司查询签约期内的零售用户）提供历史用电数据查询服务，委托电力交易中心代为发布。

（五）月度和月内交易

1、每月开展次月集中竞价、当月月内挂牌、当月合同转让交易。结合现货交易试点，开展分时段能量块交易。其中1月份的集中竞价交易于2023年12月底前开展。

2、每月开展次月月度集中竞价交易前，一类用户、售电公司可与发电企业协商调整次月的年度交易合同分月计划，并在交易系统中确认。次月年度交易合同分月计划调增或减的电量，交易系统自动平均分摊至合同后续月份，并作为后续月份分月计划，以此类推。调整年度分月计划不得修改已约定的电力曲线。

3、月度集中竞价交易采用边际统一出清方式确定成交结果。原则上月度竞价交易成交电量按照当月典型月分日、日分时曲线，分解至当月每日每时。曲线在相关交易公告里发布。

4、合同电量转让交易应带曲线交易。

（六）安全校核和结算

1、年度和月度交易后，省电力调控中心会同江苏电力交易中心做好各市场主体交易电量的安全校核工作。江苏电力交易中心负责江苏电力市场结算工作。

2、参加绿电交易的光伏、风电发电企业执行月的上网电量低于绿电交易月度计划或用户当月用电量低于绿电交易月度计划以致多笔合同不能全部兑现时，按照绿电交易合同分月电量比例拆分出每笔交易的上网侧和购电侧可结算电量后取小结算绿色电力环境价值。

3、光伏、风电机组当月上网电量超出绿电交易电量的部分电量，按原方式结算。发电侧和购电侧绿电交易中电能量部分，当月绿电合同按照电能量价格纳入中长期交易合同统一结算。

4、省电力公司及增量配电网企业应在2023年12月底前，确保其经营范围内315千伏安及以上高压专变市场化用户具备现货交易所需的分时段计量条件。并按照结算要求，在T+3日将用户关口电能计量点的电量数据传送给江苏电力交易中心，作为结算基础数据。省电力公司负责将发电企业、配电网公司的关口电能计量点的电量数据，传送给江苏电力交易中心，作为结算基础数据。

五、其他

1、各市场主体应依法依规开展注册、交易、合同签订等工作，如发现失信或违规行为，将按照《售电公司管理办法》《江苏电力市场监管实施办法(试行)》等相关规定处理。

2、省电力公司及增量配电网企业要建立与交易系统的接口，积极配好做好电力市场注册绑定及交易结算等相关工作。

3、省电力公司及增量配电网企业在中长期市场运行过程中，应按不低于T+2日公布市场化用户的每日实际用电量；在现货市场运行过程中，应按不低于T+3日公布市场化用户的现货计量数据（对不具备分时计量的用户，需提供等值曲线予以分解）。

4、加强电力市场履约监管。做好市场主体履约环境、市场竞争、合同履约、公共信用等监测预警和监管。江苏省公共信用信息中心通过交易系统见签中长期电力市场交易合同。江苏电力交易中心牵头做好市场主体信用评价工作。

江苏省发展改革委       江苏能源监管办

2023年12月7日