山东/浙江/安徽2022年电力市场交易规模/主体/时间/价格对比！

北极星售电网获悉，近日，山东、浙江、安徽陆续发文部署2022年电力市场交易工作。12月10日，山东省能源局等部门发布《关于做好2022年全省电力市场交易有关工作的通知》，浙江省发改委发布《2022年浙江省电力市场化交易方案》，安徽省能源局发布《2022年全省电力中长期交易实施方案》。三个省份2022年电力市场交易规模、市场主体、时间安排、交易价格安排如下：

2022年电力市场交易规模

山东：约3800亿千瓦时，包括直接参与市场交易和电网企业代理购电。

浙江：根据全省工商业用户年度总用电量规模确定。其中，中长期交易电量占比不低于90%，现货市场交易电量占比不高于10%。

安徽：未提及

市场主体

（一）发电企业

山东：符合市场准入条件的燃煤发电机组全部参与电力市场。燃煤发电机组、新能源、独立辅助服务提供者等按照山东省电力市场交易规则参与电力市场交易。

浙江：除保障居民、农业用电的保障性电源外，其它各类电源的省内外发电企业参与电力市场化交易。优先发电的保量竞价电量参与电力市场化交易。

1、省内发电企业：符合国家基本建设审批程序并取得电力业务许可证（发电类）的省统调燃煤、燃气、核电、水电等各类发电企业，非统调燃煤发电企业，无补贴的风电和光伏发电企业。

2、省外发电企业：未纳入保障性电源或执行保量竞价优先发电的省外来电发电企业（主体）。包括跨省跨区水电（溪洛渡）、中核集团秦山核电公司（二期、三期、方家山）、宁夏来电、皖电东送等省外来电。

安徽：依法取得电力业务许可证（发电类）的燃煤发电企业（不含皖电东送机组）。新建火电机组完成整套启动试运行后，可申请准入，但应在试运行后三个月内取得电力业务许可证（发电类）。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，达到能效、环保要求，可以参与市场交易。

（二）电力用户

山东：全面放开工商业电力用户参与电力市场交易。用户可作为批发用户直接参与市场交易，也可由售电公司代理、作为零售用户直接参与市场交易；暂未直接参与市场的电力用户，由国网山东省电力公司代理参与市场购电。

高耗能用户已直接参与市场交易的，不得退出市场交易；尚未直接参与市场交易的，原则上要直接参与市场交易；暂不能直接参与市场交易的由电网企业代理购电

浙江：除居民、农业用户外，全省工商业电力用户全部参与电力市场化交易，分为直接参与市场交易（用户直接向发电企业或售电公司购电）和电网企业代理购电（间接参与）。

1-10千伏及以上用电电压等级的工商业用户原则上要直接参与市场交易。

不满1千伏用电电压等级的工商业用户和暂无法直接参与市场交易的1-10千伏及以上用电电压等级工商业用户可间接参与市场交易。鼓励不满1千伏用电电压等级的工商业用户直接参与市场交易。

安徽：除居民、 农业用电以外的电力用户。2021年未参与市场交易的电力用户，可以由电网企业代理，电网企业代理的电力用户为代理购电用户。

（三）售电公司

山东：符合《国家发展改革委 国家能源局关于印发〈售电公司管理办法〉的通知》（发改体改规〔2021〕1595号）要求，在电力交易机构注册生效，并按要求缴纳履约保函（保险）的售电公司。

浙江：在浙江电力交易中心完成市场注册公示并取得交易资格的售电公司可参与市场交易。被取消交易资格或列入信用黑名单的售电公司不得参与市场交易。

省内开展增量配电业务改革试点的增量配网企业，在浙江电力交易中心完成售电公司注册后，可参与市场交易。

安徽：完成市场注册并同时的增量配电网企业、售电企业可参与市场交易。2022年度交易开展前售电公司应提交履约担保。

交易时间安排

山东：自2022年1月1日起，山东电力现货市场进入长周期连续结算试运行。2021年12月25日前市场主体完成2022年1月份零售合同签约。已直接参与市场交易（不含已在电力交易平台注册但未曾参与电力市场交易）的用户12月15日前未向山东电力电力交易中心申请转由电网代理购电、且12月25日前未签订零售套餐的市场用户，视为批发用户自主参与电力现货市场。

浙江：12月31日前完成2022年电力中长期交易年度交易工作。现货市场结算试运行时间按现货市场结算试运行工作方案执行，力争2022年1月现货市场转入连续不间断运行。

安徽：2021年12月25日前，完成2022年电力中长期交易年度交易工作。

交易价格

山东：参与中长期交易的发电机组，电量价格在“基准价+上下浮动”范围内形成，具体上下浮动范围由市场主体自主协商。山东燃煤发电基准价按照每千瓦时0.3949元（含税,下同）标准执行，最高价格为0.4739元（上浮20%），最低价格为0.3159元（下浮20%）。

鼓励中长期交易根据电力供需形势和一次能源价格波动情况，建立“利益共享、风险共担”的合作机制。中长期合同锁定签约电量后，可明确价格、曲线形成或动态调整机制。双方协商一致后，可每月调整季度双边协商分月电量的曲线、价格。

已直接参与市场交易（不含已在电力交易平台注册但未曾参与电力市场交易）在无正当理由情况下改由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，用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加等组成。

暂不能直接参与市场交易的由电网企业代理购电，用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加等组成。

浙江：市场交易价格根据参与方式（直接或间接）分为直接交易价格和代理购电价格。市场交易价格中包含环保和超低排放电价。

1．直接参与交易的工商业用户用电价格由直接交易价格（含辅助服务费用、成本补偿等）、输配电价（含线损和交叉补贴，下同）和政府性基金及附加组成。电网企业代理购电的工商业用户用电价格由代理购电价格（含平均上网电价、辅助服务费用、成本补偿等，下同）、输配电价和政府性基金及附加组成。

2．已参与电力市场化交易的用户（具体以省发改委官网《关于公布2021年度电力直接交易相关信息的通知》中公布的用户清单为准）要直接参与市场交易，改由电网企业代理从市场内购电的，其购电价格按电网企业代理其它用户购电价格的1.5倍。拥有燃煤发电自备电厂、由电网企业代理购电的用户，其购电价格按电网企业代理其它用户购电价格的1.5倍。高耗能用户原则上要直接参与市场交易，暂不能直接参与的由电网企业代理购电，其购电价格按电网企业代理其它用户购电价格的1.5倍。

3．对小微企业和个体工商业用电实行阶段性优惠政策，现货市场运行时，不参与成本补偿分摊，辅助服务费用在电能量费用中作等额扣除。

4．代理购电价格按照省发展改革委发布的《浙江省关于组织电网企业代理购电工作的有关事项的通知》执行。

5．燃煤发电市场交易价格执行“基准价+上下浮动”市场价格机制，上下浮动范围不超过20%。高耗能企业市场交易电价不受20%限制。电力现货价格不受20%限制。宁东、皖电等省外燃煤配套电源通过直接参与或（和）双边协商等方式形成市场交易价格。非统调燃煤发电通过挂牌、竞争性招标等方式形成市场交易价格。

6．鼓励省内外其它电源直接参与市场形成市场交易价格。未通过直接参与形成市场交易价格的电量（根据各类电源交易下限值确定），须通过双边协商、集中竞价、挂牌、竞争性招标等方式形成市场交易价格。新能源发电企业的补贴费用和气电容量电费暂由全省工商业企业用户分摊。综合省内产业结构升级、能源双控、支持中小企业发展和规范高耗能企业用电管理等政策要求，可分类确定分摊费用比例。

7．市场化直接交易价格由市场主体通过交易平台形成，第三方不得干预。市场化交易价格一旦形成不得变更，如因其它原因造成交易双方损益，由交易双方协商另行签订补充协议确定。

安徽：各类市场交易在 “基准价格+上下浮动”范围内形成交易价格，上下浮动范围不超过20%；高耗能企业与其他用户在市场交易中分开组织交易，高耗能企业市场交易价格不受上浮 20%限制。

月度集中竞价交易加权平均价格，按照公告发布之日前 (含当日)已开展的当月月度集中竞价交易计算。

中长期合同应当充分考虑电力供需平衡、燃料价格等因素，鼓励市场主体约定价格浮动机制，月前经合同双方协商一致,可以对双边合同电价进行调整一次。

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