政策解读 | 明年电力市场交易怎么做？看看江苏怎么说

近年，江苏省的电力市场交易规模在我国各省份中位列前茅，市场政策环境也在不断健全与规范。11月19日，江苏省发展改革委、江苏能源监管办公布了《关于开展2022年电力市场交易工作》的通知，明确了2022年电力交易市场准入条件、市场交易电量、市场交易价格以及交易组织方式，那么新一轮政策下都提出什么内容呢？本文为你一一解读。

一、市场主体准入

对发电企业来讲，电力交易市场主体包括公用燃煤、燃气、核电、统筹光伏、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。

对电力用户来讲，10千伏及以上工商业原则上全部参与市场交易，35千伏及以上用户自主选择与发电企业直接交易（一类用户）或由售电公司代理交易（二类用户）。

对售电公司来讲，签约用户年度用电合计达到4000万千瓦时以上，可参与电力市场交易。

二、市场交易电量

对发电企业来讲，依据不同发电形式进行了明确划分：公用燃煤全部参与，核电全年交易市场交易电量≥200亿千瓦时（年度交易≥160亿千瓦时），燃气结合天然气资源情况参与月内挂牌等；统筹光伏≤900小时，风电≤1800小时参与年度市场交易。

对电力用户和售电公司来讲，一类用户年度交易电量应为前三年用电量平均值的60%-75%，售电公司应为其所有签约用户前三年用电量平均值的60%-75%；一类用户、售电公司暂按不超过实际用电量的10%，以当月电网企业代理购电价格结算。参与绿电交易的售电公司应当在与二类用户签订的购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。

三、市场交易价格

市场交易价格浮动范围为燃煤机组发电基准价±20%（0.3128~0.4692元/千瓦时），高耗能无上限限制。同时，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，带补贴的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申请绿证，可不计入其全寿命周期保障收购小时数。

四、市场交易组织

此次政策在年度交易明确统筹光伏、风电机组参与年度交易。参与交易的市场主体应当协商约定分时段电量电价，签订电力中长期合同。对于月度交易，明确试点开展分时段交易次月集中竞价、月内挂牌、当月合同转让。

江苏电力交易中心负责出具绿色电力交易电量、价格等交易结果及消纳凭证。一类用户根据交易结算电量申请消纳凭证，二类用户由售电公司发起申请。

政策解读：对新能源行业影响几何？

在市场准入主体和市场交易电量方面，2022年江苏省电力交易市场主体首次纳入统筹风电、光伏，在要求光伏发电按照全年不超过900小时、风电按照全年不超过1800小时电量参与年度市场交易。此前在《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》中，提出将引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网。在本次的江苏省文件中，对新能源项目年度市场交易上限做出规定，新能源企业可自主选择是否参与市场化交易。

在市场交易价格方面，建议根据项目实际情况决定是否参与电力交易市场。对于平价项目，若市场化价格高于基准价，企业可选择增加市场化交易电量比例以提高项目收益（电价提升0.01元/千瓦时，全投资IRR+0.42%，资本金IRR+1.33%）；若市场化价格低于基准价，也可选择不参与交易。据了解江苏2021年9月份组织10-12月绿电试点，价格较基准价上涨2.2分，基于目前煤电上下浮动20%的比例，绿电价格仍有较大涨幅空间，但比例是否与煤电一致尚不明确。对于带补贴项目而言，文件明确带补贴的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申请绿证。由于原电价一般较高，市场溢价尚不足以弥补补贴部分，因此进入市场可能会降低项目收益。

此外，文件也对绿电消纳的归属问题进行了明确，消纳凭证由交易中心出具，一类用户按照交易结算申请消纳凭证，二类用户由售电公司发起申请。

结语

随着“双碳”目标的提出，我国进一步提出要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。新能源行业将迎来更加广阔的发展前景，不断完善多层次的统一电力市场体系，能够有序推动新能源参与市场交易，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用，助力能源转型与“双碳”目标的实现。同时，伴随绿电、绿证制度和碳交易市场的日趋成熟，绿色电力的电能价值与环境价值将通过市场机制更好地凸显，市场竞争力将不断提升。

附：江苏省发改委、能监办《关于开展2022年电力市场交易工作的通知》原文