省发展改革委  江苏能源监管办关于开展2023年电力市场交易工作的通知

苏发改能源发〔2022〕1350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2023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、核电和统调光伏、风电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。视情况放开全额上网的非统调光伏、风电机组参与月度绿电交易。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，原则上10千伏及以上的工商业用户要直接参与市场，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。

2、35kV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参与市场交易。10万千瓦以上燃煤机组年度交易电量（不含优先发电电量）不低于4000小时对应电量。10万千瓦及以下燃煤机组年度交易电量不超过其2022年1-10月实际上网电量。

核电机组：江苏核电有限公司全年市场交易电量不低于220亿千瓦时（其中#1-2机组不低于20亿千瓦时），其中年度交易电量不低于180亿千瓦时。

燃气机组：结合天然气资源供应等情况，参与年度、月度等市场化交易。其中，供热燃机按照不低于1000小时对应电量参与年度交易。

统调光伏、风电：光伏发电年度绿电交易电量不超过900小时、风电年度绿电交易电量不超过1800小时。每月绿电交易电量原则上不得超过该场站去年同期发电量。

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。

雁淮特高压送电量中，配套苏晋能源公司所属电厂年度市场交易电量不低于20亿千瓦时。

华东区域统配机组中，秦山核电年度市场交易电量10亿千瓦时，皖电东送机组年度市场交易电量暂为50亿千瓦时，剩余电量月度组织。

（二）电力用户及售电公司

1、一类用户年度交易电量应为其2022年用电量的75%-85%，售电公司年度交易电量应为其所有签约用户2022年用电量之和的75%-85%。2022年用电量按照前10个月用电量的1.2倍折算。

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、价格以及消纳量归属等信息。

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输配电价、辅助服务费用、政府性基金及附加等即为到户结算电价。其中一类用户的电能价格由市场交易形成，二类用户的电能价格按与售电公司签订的零售合同执行。输配电价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、市场交易价格浮动范围为燃煤机组发电基准价上下浮动原则上不超过20%（0.3128 ~0.4692元/千瓦时）。燃气机组和绿电交易价格不设限制，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。燃气机组参与市场交易的，仍执行气电联动政策。

3、省内统调光伏、风电机组的绿色电力市场交易电量按照实际交易电价结算。光伏、风电机组参与市场交易部分的电量，不再领取可再生能源发电补贴或另行申请绿证，可不计入其全生命周期保障收购小时数。

4、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，用户峰谷用电价格按省价格部门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。

5、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、当月代理购电价格约定价格浮动机制。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。

6、对于已参与市场交易、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、政府性基金及附加。

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、零售业务绑定、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。

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。

（二）注册绑定

1、符合准入条件的新增市场主体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、电力用户需使用数字安全证书办理2023年入市业务。新用户注册、零售用户绑定等工作常态开展。由电网企业代理购电的工商业用户，可按月度入市。

3、售电公司和二类用户可自愿参与江苏电力交易中心组织的零售市场交易，在交易系统上达成交易，同时完成绑定。

4、售电公司或用户新建绑定关系时应先在交易系统中按照合同示范文本模板填写并确认合同电量结算方案，由交易系统生成标准格式合同后，线下传签或线上电子签订，并将合同上传至交易系统备案。江苏电力交易中心以双方线上确认的合同电量结算方案作为结算依据。

5、签订多年周期的购售电合同，每年自动延续绑定关系，无需合同双方重复绑定。购售电合同有效期内，双方可通过自主协商，变更合同周期、结算方案或解除合同。其中，二类用户当月解除合同后，可办理下月入市绑定手续。

6、若二类用户与2个及以上售电公司签订购售电合同，则不得参与2023年市场交易，按无正当理由退市处理，由电网企业代理购电。

7、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。对于已参与2022年市场交易的用户，2023年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绑定，视为改由电网企业代理购电。

（三）年度交易

1、年度协商交易。2022年12月13-17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。2022年12月9-10日，12月20-21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，在交易系统完成年度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，或委托电力交易中心代为发布。

（四）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，开展分时段交易。其中1月份的集中竞价交易于2022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，交易系统将自动平均分摊至当年后续月份，并作为后续月份年度交易合同分月计划，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。

（五）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。

2、江苏电力交易中心负责江苏电力市场结算工作。中长期交易（包括偏差电量考核）按照月结月清方式，现货交易按照日清月结方式。

3、一类用户、售电公司的绿色电力交易电量优先结算，交易电量月结月清。

4、参加绿电交易的统调光伏、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用户侧可结算电量后取小结算。

5、统调光伏、风电机组当月上网电量超出市场交易电量的部分电量，按原方式结算。

6、省电力公司及增量配电网企业应在2022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工作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、绑定、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方式下，应不低于T+2工作日公布市场化用户的每日实际用电量；在现货市场方式下，应不低于T+3工作日，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

2022年11月21日