江苏省发展和改革委员会
江苏能源监管办
关于开展2025年电力市场交易工作的通知
省电力公司，江苏电力交易中心有限公司，有关发电企业、售电公司、电力用户:
根据国家电力体制改革工作部署和我省电力市场建设总体安排，结合我省现货交易试点、绿色电力交易等工作要求，现就我省2025年电力市场交易有关工作通知如下。
一、市场准入
(一)发电企业
1、公用燃煤、燃气、核电，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，可参与中长期交易。根据现货交易试点进度，逐步扩大参加现货交易的发电企业规模。
2、依法取得发电项目核准或备案文件，依法取得或者豁免电力业务许可证(发电类)。新入市的发电企业需提交信用承诺书。
3、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性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，可参与市场交易。
(二)电力用户
1、积极推进工商业用户全部进入电力市场，鼓励存量电网企业代理购电用户进入市场，逐步缩小电网企业代理购电用户范围，原则上10千伏及以上的工商业用户直接参与市场。
2、为规范落实公平竞争审查工作要求，促进市场公平竞争优化营商环境，用户可自主选择与发电企业直接交易或由售电公司代理交易。选择与发电企业直接交易的用户为一类用户，选择由售电公司代理交易的用户为二类用户。
3、一类用户原则上全部参与现货交易试点。
(三)售电公司
1、在江苏电力交易中心完成市场注册并公示、签约用户年度用电合计达到4000万千瓦时以上的售电公司，可参与市场交易。
2、售电公司需根据参与市场交易电量向江苏电力交易中心提供履约保函或者履约保险等履约保障凭证，具体按照《售电公司管理办法》《江苏电力中长期交易规则》相关规定执行。
3、售电公司所有签约用户的市场化电量纳入现货交易试点。
(四)新型主体
虚拟电厂、独立储能等新型主体可按有关政策规定，在江苏电力交易中心办理注册手续，并参与市场交易。其中，负荷类虚拟电厂参照售电公司，发电类虚拟电厂参照发电企业参加中长期交易。具体按国家、省相关文件执行。
二、市场交易电量
(一)发电企业
1、省内机组
为保障每月保量保价的优先发电电量不超过当月保障居民农业用户用电和代理工商业用户购电规模，按照《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改体改〔2022〕118号)要求，有序放开发用电计划，推动新能源、核电等优先发电主体参与市场。请省电力公司根据每月优发优购电量匹配预测情况，确定每月保量保价小时数，由电力交易中心在年度交易公告里发布。每月保量保价电量优先于市场化电量结算，如机组因自身原因不能完成当月保量保价电量，后续不予追补。
(1)燃煤机组:燃煤机组原则上全部电量参与市场交易根据国家发展改革委要求，燃煤机组年度交易电量原则上为上一年度上网电量的80%左右。
(2)燃气机组:结合天然气资源供应等情况，可自主选择参与年度、月度等市场化交易。
(3)核电机组:江苏核电有限公司所属核电机组全年市场交易电量300亿千瓦时左右(其中#1-2机组100亿千瓦时)，除此以外上网电量均为保量保价电量。请省电力公司结合优发优购电量情况和核电机组发电运行安排，合理确定核电机组每月保量保价小时数。
(4)集中式光伏、风电:优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏发电企业参与绿电交易不参加绿电交易的集中式光伏、风电全年保量保价发电小时数分别为400、800小时。不参加绿电交易的集中式光伏、风电每月上网电量扣除保量保价部分为保量竟价电量，参与省内中长期常规交易。考虑风光发电预测的不确定性,为提高交易合同履约比例集中式光伏和风电的年度绿电交易或年度常规电力交易电量分解到各月的电量叠加当月保量保价电量不超过其2024年对应月份上网电量的90%。
(5)分布式光伏、分散式风电:成功核发绿证后，可直接参加绿电交易，或由分布式发电聚合商聚合参与绿电交易。考虑到自发自用项目每月上网电量的不确定性较高，分布式光伏、分散式风电主要参加月度和月内交易，其中月度交易规模不超过前月上网电量，当月交易电量规模原则上不超过其预计上网电量
2、区外电源
点对网专线送江苏的山西阳城电厂全部上网电量参与市场交易，其中年度交易电量不低于120亿千瓦时。
华东区域统配机组中，秦山核电年度交易电量10亿千瓦时左右;皖电东送机组年度交易电量不低于50亿千瓦时，剩余电量通过月度等方式组织。
山西雁淮直流送电量中，四个配套电源每家参与省内市场交易电量不低于5亿千瓦时。
积极利用送电我省的雁淮、锡泰、吉泉等特高压专用输电通道组织开展跨区跨省绿电交易，具体交易规模根据送端送出能力、通道富余空间和送受双方交易意愿确定。
(二)电力用户及售电公司
1、市场化用户全电量参与市场交易，自行选择作为一类用户参加批发交易或作为二类用户参加零售交易。根据国家发展改革委要求，一类用户年度交易电量原则上为其上一年度用电量的80%左右，售电公司年度交易电量原则上为其所有签约用户上一年度用电量之和的80%左右。
2、参与绿电交易的售电公司应当在与二类用户签订的购售电合同或补充协议中，明确绿电交易电量(电力)、价格(包括电能量价格、绿色电力环境价值及偏差补偿)和消纳量归属等信息。
3、售电公司与其签约的二类用户，可通过约定一定比例的实际用电量与现货价格进行联动，合理控制现货试点交易价格波动。
4、电网企业根据代理购电用户电量预测以及优发、优购电量匹配情况,确定代理购电市场化交易采购电量，应当参加月度月内交易。
三、市场交易价格
1、市场用户的电能交易价格加上上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加，即为用户的到户结算电价。其中一类用户的电能交易价格由市场交易形成，二类用户的电能交易价格按其与售电公司签订的零售合同执行。上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加均按照国家和省相关规定执行。
2、我省合规在运的公用煤电机组执行两部制电价，其中:电量电价通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成，上下浮动幅度原则上均不超过20%;容量电价按照国家发展改革委、国家能源局《关于建立煤电容量电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501号)有关规定，经考核后，由电网企业按月结算，纳入系统运行费用，向全体工商业用户分摊。高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。
3、核电机组、燃气机组，风电光伏机组的交易价格不设限制。燃气机组参与市场交易的,继续执行我省气电联动有关政策。带补贴光伏风电项目参加常规电力交易，补贴政策按照国家规定继续执行。绿电交易价格包括电能量价格和绿色电力环境价值。上网环节线损费用、用户峰谷分时电价以及力调电费，以电能量价格为基础进行计算。售电公司与二类用户的绿电交易零售价格中的绿色电力环境价值，应与其在批发市场对应绿电交易的绿色电力环境价值一致。
4、各经营主体签订年度中长期交易合同时，应当充分考虑电力供需平衡、燃料价格和煤电机组在市场交易外获得容量电价等因素，按照平等协商、利益共享、风险共担的原则，可关联当月现货交易加权均价或代理购电价格等约定价格浮动机制。若售电公司与二类用户签订多年购售电合同，可通过签订补充协议等方式，约定价格浮动机制。
5、因市场化用户已承担当月煤电容量电价，零售用户市场化结算价格，加上当月煤电容量电费度电分摊后，不宜超过我省煤电机组交易上限价格(即0.4692元/千瓦时，含税)。电力交易中心需加强零售侧合同结算管理,做好与电力市场交易直接相关的合同结算。售电企业向零售用户延伸提供各类综合服务产生的服务费用单独结算，不在电费发票中列支。
6、现货试运行期间，未申报用电曲线以及到户结算电价峰谷比例低于现行我省分时电价政策要求的，用户峰谷分时用电价格按省发展改革委确定的分时电价峰谷(含尖峰)时段及浮动比例，以到户结算电价为基础进行上下浮动。
7、已参与市场交易、改为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倍加上输配电价、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加形成。
四、市场交易组织
(一)总体要求
1、充分发挥中长期交易压舱石、稳定器作用，保障中长期交易电量不低于市场交易总电量的90%。充分考虑市场建设进度及经营主体承受能力，稳妥推进现货市场试运行。
2、本着“统一规范、高效便捷”原则，注册、零售交易、结算核对等业务全部采用线上办理。
3、年度交易采用双边协商和挂牌方式，月度交易采用集中竟价、挂牌等方式，月内交易采用挂牌方式。其中绿电交易主要采用双边协商方式。公用燃煤、燃气、核电、光伏、风电均需报量报价参加年度、月度和月内交易。
4、中长期交易默认分解曲线在相关交易公告里发布。为便于经营主体灵活调整中长期电力曲线，现货试点交易日组织开展分时段能量块交易。
5、月内交易连续开市，购电侧主体可根据当月实际用电需求情况自主灵活安排月度和月内交易电量。
6、售电公司应将批发市场绿色电力交易合同电量关联至与其签订绿色电力零售合同的零售用户。单个批发合同可与部分零售用户关联，也可与全部零售用户关联。
7、分布式发电聚合商参与批发交易前，应先通过电力交易平台与分布式发电主体建立服务关系，签订以月为最小周期的分布式电源购售电合同，合同应明确主体名称、关联户号、合同期限、费用结算、偏差处理方式、违约责任等内容。分布式发电聚合商在批发市场，以发电企业身份与电力用户、售电公司开展绿色电力交易，进行批发侧结算。分布式发电主体在同一合同周期内仅可与一家聚合商确定服务关系，分布式发电聚合商的所有绿色电力交易合同电量均应关联至分布式发电主体。
(二)市场注册
1、符合准入条件的新增经营主体参与市场交易前，需在江苏电力交易中心的交易系统(以下简称交易系统)完成注册工作成为合格经营主体。纳入市场交易范围的发电企业，如未按期完成注册导致未能及时参与交易的，其转商运月份的次月起，相应月份上网电量中的市场交易电量部分，认定为自身原因造成的超发电量，根据《江苏电力中长期交易规则》对超发电量进行结算。
2、常态化开展经营主体注册业务，经营主体应持续满足注册条件，否则不得办理交易相关业务。江苏电力交易中心要加强经营主体信息更新和资格审查。
3、经营主体原则上应授权本单位在职人员办理、认领和保管数字安全证书或电子营业执照，使用数字安全证书或电子营业执照登录交易系统并办理相关业务。
4、用户在参与批发市场交易前，需通过交易系统确定一类用户身份。
(三)零售市场交易
1、售电公司和二类用户需在交易系统采用挂牌、协商、邀约等方式参与零售市场交易，由交易系统生成统一格式购售电合同文本，供交易双方自行下载、签订和上传，并完成交易。江苏电力交易中心以交易成交的电力零售套餐作为结算依据。
2、江苏电力交易中心常态开展零售市场交易，二类用户在同一合同周期内仅可与一家售电公司完成交易。零售市场交易的最小交易周期为月度，最大交易周期不得超过售电公司履约保障凭证有效期限。购售电合同有效期内，售电公司和二类用户可通过自主协商变更、解除合同，其中次月执行合同最晚需在当月底前2个工作日完成交易，2025年1月起执行的零售合同最晚需在2024年12月12日前完成交易。
3、二类用户解除合同或购售电合同到期，应及时参与后续市场交易，可与售电公司在购售电合同中约定自动续约条款。对于已参与市场交易的用户，购售电合同未约定自动续约的，如到期后既未作一类用户与发电企业完成交易，也未作二类用户与售电公司完成交易，视为改由电网企业代理购电。
4、加强和规范零售侧交易管理。江苏电力交易中心做好对电力零售市场风险预警提醒，由售电公司与二类用户再次确认。
(四)年度交易
1、年度协商交易。2024年12月13、16、17日,各经营主体在交易系统中通过电子签的方式，完成年度协商交易合同均价和合同电量的申报与确认。原则上年度协商交易分时段开展，交易双方自行约定全年各时段的量价。江苏电力交易中心应在年度交易公告里发布典型负荷曲线供交易双方参考。
2、年度挂牌交易。2024年12月12、18日，各经营主体在交易系统中开展年度挂牌交易。原则上年度挂牌交易分月电量按照全年典型月分日、日分时曲线，分解至当月每日每时。
3、年度合同分解。相关经营主体应在年度交易结束后，在交易系统完成交易合同分月计划的分解工作，分解分月计划不得修改已约定的电力曲线。
4、省电力公司及增量配电网企业应为符合条件的经营主体(含售电公司查询签约期内的零售用户)提供历史用电数据查询服务，委托电力交易中心代为发布。
5、为更好满足我省用户购买、消纳绿电的需要，省内用户可洽谈签订多年期绿电购买协议(PPA)。协议签订后，电力交易中心可及时组织在交易平台备案执行，不设交易窗口期。多年期绿电购买协议执行过程中，如双方协商一致，可在电力交易中心备案调整未执行部分的量价。
(五)月度和月内交易
1、现货长周期结算试运行前，每月开展次月集中竞价、当月月内挂牌、当月合同转让交易。月内连续交易可融合月内挂牌交易和月内购电侧合同电量转让交易同时开展。结合现货交易试点，开展分时段能量块交易。
2、每月开展次月月度集中竞价交易前，各经营主体可协商调整次月的年度交易合同分月计划，并在交易系统中确认。次月年度交易合同分月计划调增或减的电量，交易系统自动平均分摊至合同后续月份，并作为后续月份分月计划，以此类推。调整年度分月计划不得修改已约定的电力曲线。
3、月度集中竟价交易采用边际统一出清方式确定成交结果。原则上月度竟价交易成交电量按照当月典型月分日、日分时曲线，分解至当月每日每时。
4、合同电量转让交易应带曲线交易。
(六)安全校核和结算
1、年度和月度交易后，省电力调控中心会同江苏电力交易中心做好各经营主体交易电量的安全校核工作。江苏电力交易中心负责江苏电力市场的清分和结算工作。
2、参加绿电交易的风电和光伏企业上网电量或用户用电量低于绿电交易月度计划以致多笔合同不能全部兑现时，按照绿电交易合同分月电量比例拆分出每笔交易的上网侧和购电侧可结算电量后取小结算绿色电力环境价值。
3、省电力公司及增量配电网企业应在2024年12月底前，确保其经营范围内315千伏安及以上高压专变市场化用户具备现货交易所需的分时段计量条件，并按照结算要求在T+2日将用户关口电能计量点的电量数据传送给江苏电力交易中心，作为结算基础数据。省电力公司负责将发电企业、配电网公司的关口电能计量点的电量数据,传送给江苏电力交易中心,作为结算基础数据。
五、其他
1、各经营主体应依法依规开展注册、交易、合同签订等工作，如发现失信或违规行为，将按照《售电公司管理办法》《江苏电力市场监管实施办法(试行)》等相关规定处理。
2、省电力公司及增量配电网企业要建立与交易系统的接口积极配好做好电力市场注册绑定及交易结算等相关工作。
3、省电力公司及增量配电网企业在中长期市场运行过程中应按不低于T+3日公布市场化用户的每日实际用电量;在现货市场运行过程中，应按不低于T+2日公布市场化用户的现货计量数据(对不具备分时计量的用户，需提供等值曲线予以分解)。
4、加强电力市场履约监管。做好经营主体履约环境、市场竞争、合同履约、公共信用等监测预警和监管。江苏省公共信用信息中心通过交易系统见签中长期电力市场交易合同。江苏电力交易中心牵头做好经营主体信用评价工作。
5、各经营主体要严格落实《国家能源局综合司关于进一步规范电力市场交易行为有关事项的通知》(国能综通监管〔2024〕148号)文件要求，自觉维护公平公正电力市场秩序，规范交易行为，不得操纵市场价格，不得进行不正当竞争。市场运营机构要按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”的原则，履行市场监控和风险防控责任。江苏电力市场管理委员会要充分发挥市场自律和社会监督作用，进一步强化市场内部自律管理，督促市场成员签订自律公约并规范执行。
6、执行中如遇国家政策调整，以国家最新政策为准。
江苏省发展和改革委员会
江苏能源监管办
2024年12月4日
- 江苏省发改委关于做好2021年风电和光伏发电项目建设工作的通知（苏发改能源发〔2021〕641号）20210708
- 江苏省发改委关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知20210625
- 江苏省能源局关于开展可再生能源摸排工作的通知20210319
- 江苏省发改委关于明确分布式发电市场化交易和增量配电网试点项目有关电价问题的通知（苏发改价格发〔2020〕1419号）20201221
- 江苏省省发展改革委关于做好2020年风电和光伏发电项目建设工作的通知（苏发改能源发〔2020〕339号） 20200410
- 江苏省发展改革委关于做好2019年风电和光伏发电建设工作的通知（苏发改能源发〔2019〕558号)20190618
- 关于江苏省“十二五”以来未建成的风电和光伏发电项目信息的通报20190306
- 江苏发改委关于开展光伏发电平价上网试点项目建设的通知（苏发改能源发〔2019〕213号）20190228
- 江苏能源监管办：关于做好辅助服务（调峰）市场试运行有关工作的通知 20190201
- 20181204苏发改工价发〔2018〕1200号-关于发电项目上网电价管理有关问题的通知
江苏省2020年风电、光伏项目
江苏省省发展改革委关于做好2020年风电和光伏发电项目建设工作的通知（苏发改能源发〔2020〕339号） 20200410
- 暂停需国家财政补贴的集中式陆上风电、分散式风电、海上风电竞争配置、核准工作；
- 电网企业要统筹考虑存量和新增项目建设，在保障存量项目消纳的基础上，优先支持平价上网项目；
- 对于本次地方和电网企业初审通过的光伏竞价项目，开发企业必须在6月10日18:00前完成填报工作。
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