中國儲能網(wǎng)訊：隨著《南方區(qū)域跨區(qū)跨省電力中長期交易規(guī)則》的發(fā)布，2022年全國各省市區(qū)電力市場中長期交易規(guī)則也基本塵埃落定。除南方區(qū)域一體化推進電力市場中長期交易外，東北能源監(jiān)管局會同遼寧、吉林、黑龍江省和內(nèi)蒙古東部地區(qū)電力主管部門印發(fā)了《電力中長期交易規(guī)則補充規(guī)定》。除青海省外，全國其余省市地區(qū)均已發(fā)布交易規(guī)則或征集意見稿。直達→部分省市2022年電力市場化交易政策速覽
東北區(qū)域《電力中長期交易規(guī)則補充規(guī)定》 實現(xiàn)規(guī)則修訂三省一區(qū)全覆蓋
東北能源監(jiān)管局會同遼寧、吉林、黑龍江省和內(nèi)蒙古東部地區(qū)電力主管部門印發(fā)了《電力中長期交易規(guī)則補充規(guī)定》（以下簡稱《規(guī)定》）?！兑?guī)定》印發(fā)標志著東北區(qū)域電力中長期交易規(guī)則修訂實現(xiàn)了區(qū)域全覆蓋。將推動深化電力體制改革政策在東北區(qū)域落地見效，促進電力市場平穩(wěn)有序運行和今冬明春電力保供工作。
《規(guī)定》中明確除居民、農(nóng)業(yè)、公益性事業(yè)外的其他類電力用戶原則上全部放開進入電力市場，不再確定準入名單目錄；明確電力市場中未直接參與市場交易的用戶，由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，已直接參與市場交易，改由電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶，按電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格的1.5倍結算；規(guī)定高耗能用戶原則上都要直接參與市場交易，已直接參與市場交易的高耗能用戶，不得退出市場交易，由電網(wǎng)企業(yè)代理購電的高耗能用戶、擁有燃煤自備電廠用戶，按電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格的1.5倍結算。同時，結合東北區(qū)域電力中長期市場實際，提出了有關要求。
一是明確偏差考核標準。規(guī)定了發(fā)電企業(yè)、批發(fā)用戶（售電公司）合同電量免偏差考核范圍，對低于免偏差考核范圍的少發(fā)、用電量，及超過免偏差考核范圍的多發(fā)、用電量的考核標準進行了確定；規(guī)定若因電網(wǎng)企業(yè)原因導致發(fā)電企業(yè)、電力用戶執(zhí)行偏差考核，由電網(wǎng)企業(yè)承擔偏差費用。
二是限制電力市場操縱。為杜絕售電公司濫用市場操縱力、不良交易行為等違反電力市場秩序，規(guī)定同一投資主體（含關聯(lián)企業(yè)）所屬或實際控制的售電公司，年度交易電量不應超過本省區(qū)年度市場化用戶交易總量的固定百分比限額。
三是銜接峰谷分時電價。為緩解高峰電力短缺、低谷電力浪費情況，改善電力用戶的用電方式，提高用電效率，實現(xiàn)削峰填谷，規(guī)定執(zhí)行峰谷分時電價的電力用戶，在參加市場化交易后仍執(zhí)行峰谷分時電價機制，合同中峰谷電價價差原則上不低于現(xiàn)行對應時段峰谷電價價差，若低于現(xiàn)行峰谷分時電價價差的，按現(xiàn)行峰谷分時電價價差執(zhí)行。
內(nèi)蒙古
內(nèi)蒙古工信廳相繼印發(fā)《關于做好2022年內(nèi)蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關事宜的通知》、《關于做好2022年內(nèi)蒙古東部電力市場中長期交易有關事宜的通知》，就蒙西、蒙東地區(qū)2022年的電力市場交易給出相關要求。
根據(jù)文件，蒙西電網(wǎng)地區(qū)內(nèi)2022年電力市場交易電量規(guī)模約2000億千瓦時，其中包含一般工商業(yè)用戶新入市電量360億。蒙東電網(wǎng)地區(qū)電力市場交易電量規(guī)模約279億千瓦時，其中包含預計電網(wǎng)公司代理交易電量77億千瓦時。
在新能源優(yōu)先發(fā)電計劃方面，蒙西地區(qū)初步安排常規(guī)光伏保量保價優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)900小時，領跑者項目1500小時，按照蒙西地區(qū)燃煤基準價結算;競價價格低于蒙西地區(qū)燃煤基準價的光伏發(fā)電項目，1500小時以內(nèi)電量按照競價價格結算;除上述電量外光伏發(fā)電項目所發(fā)電量均參與電力市場。
蒙東地區(qū)初步安排常規(guī)光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)600小時，按照蒙東地區(qū)燃煤基準價結算;除上述電量外光伏發(fā)電項目所發(fā)電量均按照“保量競價”方式參與電力市場。初步預計外送電量小時數(shù)420小時，按照相應市場規(guī)則和要求形成交易價格。
西藏
去年9月，國家能源局華中監(jiān)管局發(fā)布關于印發(fā)《西藏自治區(qū)電力中長期交易實施細則》的通知。
發(fā)電企業(yè)。依法取得發(fā)電項目核準或備案文件，依法取得或者豁免電力業(yè)務許可證（發(fā)電類）;并網(wǎng)自備電廠公平承擔發(fā)電企業(yè)社會責任、承擔國家依法依規(guī)設立的政府性基金及附加以及與產(chǎn)業(yè)政策相符合的政策性交叉補貼，取得電力業(yè)務許可證（發(fā)電類），達到能效、環(huán)保要求，可作為市場主體參與市場化交易；分布式發(fā)電企業(yè)符合分布式發(fā)電市場化交易試點規(guī)則要求。
電力用戶。符合電網(wǎng)接入規(guī)范、滿足電網(wǎng)安全技術要求，與電網(wǎng)企業(yè)簽訂正式供用電協(xié)議（合同）；經(jīng)營性電力用戶的發(fā)用電計劃原則上全部放開。不符合國家產(chǎn)業(yè)政策的電力用戶暫不參與市場化交易，產(chǎn)品和工藝屬于淘汰類和限制類的電力用戶嚴格執(zhí)行現(xiàn)有差別電價政策；擁有燃氣自備電廠的用戶應當按照國家規(guī)定承擔政府性基金及附加、政策性交叉補貼；具備相應的計量能力或者替代技術手段，滿足市場計量和結算的要求。
售電公司準入條件按照國家對售電公司準入與退出有關規(guī)定執(zhí)行。擁有配電網(wǎng)運營權的售電公司應當取得電力業(yè)務許可證（供電類）。
無正當理由退市的電力用戶，由為其提供輸配電服務的電網(wǎng)企業(yè)承擔保底供電責任。電網(wǎng)企業(yè)與電力用戶交易的保底價格在電力用戶繳納輸配電價的基礎上，按照政府核定的目錄電價的1.2-2倍執(zhí)行。保底價格具體水平由西藏自治區(qū)價格主管部門按照國家確定的上述原則確定。
電力中長期交易現(xiàn)階段主要開展電能量交易，靈活開展發(fā)電權交易、合同轉讓交易，根據(jù)市場發(fā)展需要開展輸電權、容量等交易。
風電、光伏發(fā)電量參與市場交易，結算涉及中央財政補貼時，按照《可再生能源電價附加資金管理辦法》（財建〔2020〕5號）等補貼管理規(guī)定執(zhí)行。
四川
國家能源局四川監(jiān)管辦公室、四川省經(jīng)濟和信息化廳聯(lián)合印發(fā)了《關于明確2022年四川電力交易意見的通知》。
結合市場化改革新要求和省內(nèi)市場運營實際情況，圍繞近期市場供需情況變化，在2021年的基礎上，對2022年交易意見進行了適度優(yōu)化和完善，主要體現(xiàn)在以下四個方面：
明確燃煤火電上網(wǎng)電量全額參加市場交易方式。貫徹落實《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）相關要求，結合省內(nèi)燃煤火電實際運行情況，優(yōu)化完善燃煤火電參加市場交易機制，實現(xiàn)燃煤火電上網(wǎng)電量全額參加市場交易。
推動非水可再生能源參與市場。在水電、燃煤火電企業(yè)參加市場的基礎上，穩(wěn)步推動風電、光伏發(fā)電企業(yè)參加市場交易。2022年，符合條件的風電、光伏發(fā)電企業(yè)均可與水電企業(yè)“同臺競爭”。
調整偏差免考核范圍。針對發(fā)用兩側偏差免考核范圍不對等的情況，調整發(fā)用兩側免偏差考核范圍，進一步促進發(fā)用兩側偏差考核平衡。
強化零售市場建設。按國家發(fā)改委1595號文要求，對售電公司合規(guī)性管理要求進行調整；建立零售市場月度（月內(nèi)）調整機制，進一步提升零售市場靈活性。
重慶
重慶市經(jīng)濟和信息化委員會發(fā)布《關于進一步調整電力市場化交易有關工作的通知》。
調整發(fā)電側交易電價浮動范圍。
允許燃煤發(fā)電企業(yè)在協(xié)商交易和競價交易價格申報時，執(zhí)行“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制，具體浮動幅度由市場交易形成。
明確用戶側交易電價形成機制。
2021年批發(fā)側和零售側原合同尚未結算的交易合同，雙方抓緊按照新的價格形成機制協(xié)商完成11、12月年度分月合同換簽工作，保持合同關系和交易電量不變。協(xié)商不成的，原合同關系解除，合同電量直接以用戶側報量不報價的方式，參與月度競價或掛牌交易。對于未成交的10千伏及以上工商業(yè)用戶（含未參與直接交易的用戶），參照燃煤發(fā)電企業(yè)當月月度競價或掛牌成交均價的原則進行結算。
2021年，用戶側交易電價暫按發(fā)電側浮動范圍等額傳導，1至10月已參與電力直接交易的用戶電價浮動后繼續(xù)按照《關于組織開展2021年電力直接交易試點工作的通知》（渝經(jīng)信電力〔2020〕17號）文件執(zhí)行，未參與電力直接交易的用戶電價浮動后按現(xiàn)行電價政策執(zhí)行。2022年，電力市場化交易用戶電價按照浮動及分時電價政策執(zhí)行。
完善市場化電量結算方式。
2021年，國網(wǎng)市電力公司將用戶電價浮動產(chǎn)生的盈虧全額傳導至燃煤發(fā)電企業(yè)，并根據(jù)燃煤發(fā)電企業(yè)實際市場化上網(wǎng)電量全額結算，其他發(fā)電主體市場化上網(wǎng)電量因用戶電價浮動產(chǎn)生的盈虧由國網(wǎng)市電力公司單獨記賬，該部分盈虧由燃煤發(fā)電企業(yè)按其每月實際上網(wǎng)電量分攤。
2022年，國網(wǎng)市電力公司根據(jù)市統(tǒng)調燃煤發(fā)電企業(yè)（兩江燃機也可參與）實際市場化上網(wǎng)電量全額結算，燃煤（燃機）發(fā)電企業(yè)結算電價按照市場化用戶結算電價扣除輸配電價、政府性基金及附加后執(zhí)行。若遇國家分時電價或市場化電力交易政策發(fā)生變化將及時調整我市相關政策。
河南
河南省發(fā)展和改革委員會、國家能源局河南監(jiān)管辦公室聯(lián)合發(fā)布《關于河南省2022年電力直接交易有關事項的通知》。
通知稱，電力直接交易主要開展年度交易、季度交易、月度交易、月內(nèi)交易。合同轉讓交易主要開展月度交易、月內(nèi)交易。年度交易周期為2022年2月1日至12月31日，季度交易周期為年度內(nèi)自然季度，月度交易周期為交易公告發(fā)布的次月，月內(nèi)交易周期為交易公告發(fā)布的當月特定時段。
交易模式。2022年電力直接交易分為常規(guī)電量交易和分時段電量交易兩種模式。年用電量2億千瓦時及以上且執(zhí)行峰谷分時電價政 策的電力用戶，原則上應簽訂分時段中長期合同；對具備條件的其它電力用戶，鼓勵簽訂分時段中長期合同?？紤]燃煤發(fā)電企業(yè)連續(xù)生產(chǎn)特性，市場主體應按照用電需求曲線均衡原則參與分時段電量交易。
上海
上海市的電力中長期交易仍遵循2021年初華東能源監(jiān)管局會同上海市發(fā)展和改革委會員、上海市經(jīng)濟和信息化委員會組織制定的《上海電力中長期交易規(guī)則》。大用戶（35千伏及以上、年用電量在一定規(guī)模以上并執(zhí)行兩部制電價）可直接參與電力市場或選擇售電公司參與市場，適時將準入大用戶電壓等級放開至10千伏。其他用戶應可通過售電公司參與市場，經(jīng)上海電力交易中心風險測試通過的，符合相關政策要求的，也可直接參與市場。
湖北
湖北省發(fā)改委發(fā)布《2022年湖北省電力中長期交易實施方案》。原則上用電電壓等級10千伏及以上工商業(yè)用戶直接參與市場交易，鼓勵10千伏以下工商業(yè)用戶參與市場交易，暫無法直接參與市場交易的可由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。
2022年湖北省市場交易總電量規(guī)模不設上限。其中，年度雙邊協(xié)商交易總電量控制規(guī)模為500億千瓦時，當交易時間截止或交易總量達到上限時交易自動終止;年度集中交易電量規(guī)模不設上限。
湖南
湖南能源監(jiān)管辦會同省發(fā)改委、省能源局對《湖南省電力中長期交易規(guī)則》（2021年）進行了修訂并形成了征求意見稿，并已于2022年1月14日前完成意見征集。
福建
福建省發(fā)展和改革委員會 國家能源局福建監(jiān)管辦公室聯(lián)合印發(fā)2022年福建省電力中長期市場交易方案，方案指出，2022年，全省除居民、農(nóng)業(yè)等優(yōu)先購電電量由電網(wǎng)企業(yè)保障供應外，其余電量全部進入市場。年用電量1000萬千瓦時及以上的直接交易用戶為批發(fā)用戶，可自主選擇與發(fā)電企業(yè)直接交易或由售電公司代理交易；其余用戶為零售用戶，只可選擇售電公司代理交易。2022年1月底前依次開展年度清潔能源掛牌交易、雙邊協(xié)商交易、集中競價交易。
為有序推進分時交易工作，2022年年度交易分1—7月及8—12月兩個階段分別組織開展。其中，1—7月交易按總量、均價方式開展，8月起視情況適時按4段開展分時交易和結算工作。
電網(wǎng)企業(yè)配合做好相關計量采集工作，保障2022年5月起開展4個時段模擬結算。
國家能源局指導廣州電力交易中心修訂印發(fā)《南方區(qū)域跨區(qū)跨省電力中長期交易規(guī)則》
近日，國家能源局指導廣州電力交易中心修訂印發(fā)了《南方區(qū)域跨區(qū)跨省電力中長期交易規(guī)則》（以下簡稱《規(guī)則》）。
自2018年出臺南方區(qū)域跨區(qū)跨省電力中長期交易規(guī)則以來，南方區(qū)域省間市場化電量由295億千瓦時增長到2021年的670億千瓦時，年均增長超過31.8%，西電東送市場化比例已達到30.4%，累計完成市場化電量1642億千瓦時，進一步提升了跨省跨區(qū)通道利用效率，優(yōu)化了省間余缺互濟能力，有效促進南方區(qū)域清潔能源消納利用水平穩(wěn)步提升。
本次《規(guī)則》修訂重點對市場管理、交易品種、交易組織、安全校核、合同管理、結算和偏差處理機制、政策銜接、風險防控等內(nèi)容進行了修改完善。集中體現(xiàn)在以下六個方面：進一步縮短交易周期，設立周、多日交易；進一步優(yōu)化交易組織流程，明確協(xié)議計劃和市場化交易組織時序；進一步細化結算模式，建立“日清分、月結算、年清算”的分時結算模式；進一步完善偏差處理機制，建立權責對等、激勵相容的偏差考核機制；進一步做好政策銜接，為現(xiàn)貨市場、輔助服務市場建設和綠電交易、電網(wǎng)企業(yè)代理購電組織等預留接口；進一步規(guī)范市場秩序，豐富信息披露、市場監(jiān)測和風險防控等內(nèi)容，規(guī)范公平公正的市場秩序。
