对于省内统调光伏、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。带补贴的统调光伏、风电机组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，可不计入其全生命周期保障收购小时数。

 

如果参加绿电交易的统调光伏、风电发电企业执行月的上网电量低于绿电交易月度计划或用户当月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用户侧可结算电量后取小结算。如果光伏、风电机组当月上网电量超出市场交易电量的部分电量，按原方式结算。

 

此外，该文件对符合条件参与市场交易的发电企业、电力用户以及售电公司制定了相应的电力市场交易电量规定。

 

发电企业省内机组：

 

燃煤机组：公用燃煤机组全部参与市场交易。10万千瓦以上燃煤机组全年中长期市场交易电量上限（不含优先发电电量）暂按4000小时设置，其中年度交易电量不超过3500小时。10万千瓦及以下燃煤机组视情况参与年度和月度交易。

 

核电机组：江苏核电有限公司全年市场交易电量不低于200亿千瓦时，其中年度交易电量不低于160亿千瓦时。

 

燃气机组：结合天然气资源等情况参与月内挂牌等市场交易。

 

发电企业区外电源：

 

山西阳城电厂原则上全部参与市场交易，其中年度交易电量不低于120亿千瓦时。

 

雁淮特高压送电量中，配套苏晋能源公司所属电厂年度市场交易电量不低于20亿千瓦时。

 

华东区域统配机组中，秦山核电年度市场交易电量10亿千瓦时，皖电东送机组年度市场交易电量60亿千瓦时。

 

电力用户及售电公司：一类用户年度交易电量应为其前三年用电量平均值的60%-75%,售电公司年度交易电量应为其所有签约用户前三年用电量平均值之和的60%-75%,否则不得参与2022年市场交易。

 

一类用户、售电公司暂按不超过实际用（售）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售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。（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）

 

同时，文件还规定了市场交易价格浮动范围为燃煤机组发电基准价上下浮动原则上不超过20%（0.3128?0.4692元/千瓦时）,高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。

 

省内发电企业或售电公司与用户的交易价格加上输配电价、辅助服务费用、政府性基金及附加等即为到户结算电价。

 

各市场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、燃料价格等因素，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。

 

对于已参与市场交易、无正当理由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、政府性基金及附加。

 

偏差电量的考核与结算按照月结月清方式。

详情请关注：微信公众号“掌上风电”