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 11月19日，江蘇省發(fā)展改革委、江蘇能源監(jiān)管辦公布了《關于開展2022年電力市場交易工作》的通知。其中與風、光相關的：要求光伏發(fā)電按照全年不超過900小時、風電按照全年不超過1800小時電量參與年度市場交易。

對于省內統(tǒng)調光伏、風電機組的綠色電力市場交易電量按照實際交易電價結算。帶補貼的統(tǒng)調光伏、風電機組參與市場交易部分的電量，不再領取可再生能源發(fā)電補貼或申請綠證，可不計入其全生命周期保障收購小時數(shù)。

如果參加綠電交易的統(tǒng)調光伏、風電發(fā)電企業(yè)執(zhí)行月的上網(wǎng)電量低于綠電交易月度計劃或用戶當月用電量低于綠電交易月度計劃以致多筆合同不能全部兌現(xiàn)時，按照綠電交易合同分月電量比例拆分出每筆交易的上網(wǎng)側和用戶側可結算電量后取小結算。如果光伏、風電機組當月上網(wǎng)電量超出市場交易電量的部分電量，按原方式結算。

此外，該文件對符合條件參與市場交易的發(fā)電企業(yè)、電力用戶以及售電公司制定了相應的電力市場交易電量規(guī)定。

發(fā)電企業(yè)省內機組：

燃煤機組：公用燃煤機組全部參與市場交易。10萬千瓦以上燃煤機組全年中長期市場交易電量上限（不含優(yōu)先發(fā)電電量）暫按4000小時設置，其中年度交易電量不超過3500小時。10萬千瓦及以下燃煤機組視情況參與年度和月度交易。

核電機組：江蘇核電有限公司全年市場交易電量不低于200億千瓦時，其中年度交易電量不低于160億千瓦時。

燃氣機組：結合天然氣資源等情況參與月內掛牌等市場交易。

發(fā)電企業(yè)區(qū)外電源：

山西陽城電廠原則上全部參與市場交易，其中年度交易電量不低于120億千瓦時。

雁淮特高壓送電量中，配套蘇晉能源公司所屬電廠年度市場交易電量不低于20億千瓦時。

華東區(qū)域統(tǒng)配機組中，秦山核電年度市場交易電量10億千瓦時，皖電東送機組年度市場交易電量60億千瓦時。

電力用戶及售電公司：一類用戶年度交易電量應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年市場交易。

一類用戶、售電公司暫按不超過實際用（售）電量的10%以當月電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格結算。

參與綠電交易的售電公司應當在與二類用戶簽訂的購售電合同或補充協(xié)議中，明確綠色電力交易電量、價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，文件還規(guī)定了市場交易價格浮動范圍為燃煤機組發(fā)電基準價上下浮動原則上不超過20%（0.3128?0.4692元/千瓦時）,高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制。

省內發(fā)電企業(yè)或售電公司與用戶的交易價格加上輸配電價、輔助服務費用、政府性基金及附加等即為到戶結算電價。

各市場主體簽訂年度中長期交易合同時，應當充分考慮電力供需平衡、燃料價格等因素，約定價格浮動機制。若售電公司與二類用戶簽訂多年購售電合同，可通過簽訂補充協(xié)議等方式，約定價格浮動機制。

對于已參與市場交易、無正當理由改為電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶，擁有燃煤發(fā)電自備電廠、由電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶，以及未參與市場交易由電網(wǎng)企業(yè)代理購電的高耗能企業(yè)，用電價格為電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格的1.5倍加上輸配電價、政府性基金及附加。

偏差電量的考核與結算按照月結月清方式。

原文如下： 原標題:江蘇2022年電力市場交易印發(fā)：光伏、風電按照不超過900小時、1800小時參與交易