12月17日，江西省能源局發布關于印發《江西省2022年電力市場化交易實施方案》的通知。詳情如下：

市場主體：

發電企業：除保障居民、農業用電的電源外，原則上其他各類電源應參與電力市場化交易，確保發、用兩側可交易電量規模匹配。現階段，暫由以下電源參與電力市場化交易，后續將根據國家和省工作要求、優發電源界定、電網代理購電規模等情況適時調整電源入市要求。

1.燃煤機組∶符合國家基本建設程序并取得電力業務許可證（發電類）、納入省級及以上統一調度管理的火電機組。2022年新建成的統調火電機組在完成168小時試運行后可參與電力市場化交易，并盡快取得電力業務許可證（發電類）。為保障電力供需平衡與電網安全，30萬千瓦級及以上機組年度必發上網電量暫定不低于2000小時。

2.統調可再生能源機組∶鼓勵統調光伏、風電機組自愿參與綠色電力市場。

電力用戶：10千伏及以上工商業用戶原則上要直接參與市場化交易（直接向發電企業或售電公司購電），暫無法直接參與市場化交易的由電網企業代理購電;鼓勵其他工商業用戶直接參與市場化交易。

售電公司：已完成注冊、承諾、公示和備案程序且符合要求的售電公司。

綠色電力交易：組織完全市場化或自愿參與的統調風電、光伏發電企業探索常規化開展綠色電力交易，建立月度、月內交易模式。同時，探索統調風電、光伏企業上網電量"保量保價"部分簽訂廠網問購售電合同，納入電力中長期合同管理，建立合同偏差調整和考核機制。

交易方式：綜合考慮分時電價、代理購電等政策對市場化交易的影響，2022年電力市場化交易設置過渡期，過渡期為1月1日起至分時電價政策出臺前。過渡期內，按照"年度+月度+月內"的交易周期開展常規交易和分時段交易。分時電價政策出臺后至分時段交易方案出臺前，所有市場化交易用戶應執行新的分時電價政策。待分時段交易方案制定后，按照本方案和分時段交易方案參與常規交易或分時段交易。統調風電、光伏企業廠網間購售電合同參照開展，暫不進行偏差結算。

交易價格：燃煤發電市場交易價格執行“基準價+上下浮動”市場化機制，上下浮動范圍原則上不超過20%，高耗能企業市場交易電價不受20%限制。

對于已參與市場交易、無正當理由情況改由電網企業代理購電的用戶，擁有燃煤發電自備電廠、由電網企業代理購電的用戶，以及未參與市場交易由電網企業代理購電的高耗能企業，用電價格為電網企業代理購電價格的1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加組成。

構建電力煤炭價格協調的市場化價格機制。健全煤電聯動的市場化價格形成機制，根據煤炭中長期合同初始價格，合理確定電力市場化交易初始價格;在煤炭價格合理區間內，鼓勵購售雙方在中長期合同中設立交易電價隨煤炭市場價格變化合理浮動的條款，實現交易電價與煤炭價格掛鉤聯動。高耗能企業市場交易電價應較其他工商業用戶進一步提高。各市場主體簽訂年度中長期交易合同時，應當充分按照平等協商、利益共享、風險共擔的原則，增加價格浮動條款，在雙方協商一致的情況下，市場主體可在月前對合同電價進行調整。