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12月17日，江西省能源局发布关于印发《江西省2022年电力市场化交易实施方案》的通知。详情如下：
市场主体：
发电企业：除保障居民、农业用电的电源外，原则上其他各类电源应参与电力市场化交易，确保发、用两侧可交易电量规模匹配。现阶段，暂由以下电源参与电力市场化交易，后续将根据国家和省工作要求、优发电源界定、电网代理购电规模等情况适时调整电源入市要求。
1.燃煤机组∶符合国家基本建设程序并取得电力业务许可证（发电类）、纳入省级及以上统一调度管理的火电机组。2022年新建成的统调火电机组在完成168小时试运行后可参与电力市场化交易，并尽快取得电力业务许可证（发电类）。为保障电力供需平衡与电网安全，30万千瓦级及以上机组年度必发上网电量暂定不低于2000小时。
2.统调可再生能源机组∶鼓励统调光伏、风电机组自愿参与绿色电力市场。
电力用户：10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场化交易（直接向发电企业或售电公司购电），暂无法直接参与市场化交易的由电网企业代理购电;鼓励其他工商业用户直接参与市场化交易。
售电公司：已完成注册、承诺、公示和备案程序且符合要求的售电公司。
绿色电力交易：组织完全市场化或自愿参与的统调风电、光伏发电企业探索常规化开展绿色电力交易，建立月度、月内交易模式。同时，探索统调风电、光伏企业上网电量"保量保价"部分签订厂网问购售电合同，纳入电力中长期合同管理，建立合同偏差调整和考核机制。
交易方式：综合考虑分时电价、代理购电等政策对市场化交易的影响，2022年电力市场化交易设置过渡期，过渡期为1月1日起至分时电价政策出台前。过渡期内，按照"年度+月度+月内"的交易周期开展常规交易和分时段交易。分时电价政策出台后至分时段交易方案出台前，所有市场化交易用户应执行新的分时电价政策。待分时段交易方案制定后，按照本方案和分时段交易方案参与常规交易或分时段交易。统调风电、光伏企业厂网间购售电合同参照开展，暂不进行偏差结算。
交易价格：燃煤发电市场交易价格执行“基准价+上下浮动”市场化机制，上下浮动范围原则上不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受20%限制。
对于已参与市场交易、无正当理由情况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，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、输配电价、政府性基金及附加组成。
构建电力煤炭价格协调的市场化价格机制。健全煤电联动的市场化价格形成机制，根据煤炭中长期合同初始价格，合理确定电力市场化交易初始价格;在煤炭价格合理区间内，鼓励购售双方在中长期合同中设立交易电价随煤炭市场价格变化合理浮动的条款，实现交易电价与煤炭价格挂钩联动。高耗能企业市场交易电价应较其他工商业用户进一步提高。各市场主体签订年度中长期交易合同时，应当充分按照平等协商、利益共享、风险共担的原则，增加价格浮动条款，在双方协商一致的情况下，市场主体可在月前对合同电价进行调整。
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