随着《南方区域跨区跨省电力中长期交易规则》的发布，2022年全国各省市区电力市场中长期交易规则也基本尘埃落定。除南方区域一体化推进电力市场中长期交易外，东北能源监管局会同辽宁、吉林、黑龙江省和内蒙古东部地区电力主管部门印发了《电力中长期交易规则补充规定》。除青海省外，全国其余省市地区均已发布交易规则或征集意见稿。
东北区域
东北区域《电力中长期交易规则补充规定》实现规则修订三省一区全覆盖。东北能源监管局会同辽宁、吉林、黑龙江省和内蒙古东部地区电力主管部门印发了《电力中长期交易规则补充规定》(以下简称《规定》)。《规定》印发标志着东北区域电力中长期交易规则修订实现了区域全覆盖。将推动深化电力体制改革政策在东北区域落地见效，促进电力市场平稳有序运行和今冬明春电力保供工作。
《规定》中明确除居民、农业、公益性事业外的其他类电力用户原则上全部放开进入电力市场，不再确定准入名单目录;明确电力市场中未直接参与市场交易的用户，由电网企业代理购电，已直接参与市场交易，改由电网企业代理购电的用户，按电网企业代理购电价格的1.5倍结算;规定高耗能用户原则上都要直接参与市场交易，已直接参与市场交易的高耗能用户，不得退出市场交易，由电网企业代理购电的高耗能用户、拥有燃煤自备电厂用户，按电网企业代理购电价格的1.5倍结算。同时，结合东北区域电力中长期市场实际，提出了有关要求。
一是明确偏差考核标准。规定了发电企业、批发用户(售电公司)合同电量免偏差考核范围，对低于免偏差考核范围的少发、用电量，及超过免偏差考核范围的多发、用电量的考核标准进行了确定;规定若因电网企业原因导致发电企业、电力用户执行偏差考核，由电网企业承担偏差费用。
二是限制电力市场操纵。为杜绝售电公司滥用市场操纵力、不良交易行为等违反电力市场秩序，规定同一投资主体(含关联企业)所属或实际控制的售电公司，年度交易电量不应超过本省区年度市场化用户交易总量的固定百分比限额。
三是衔接峰谷分时电价。为缓解高峰电力短缺、低谷电力浪费情况，改善电力用户的用电方式，提高用电效率，实现削峰填谷，规定执行峰谷分时电价的电力用户，在参加市场化交易后仍执行峰谷分时电价机制，合同中峰谷电价价差原则上不低于现行对应时段峰谷电价价差，若低于现行峰谷分时电价价差的，按现行峰谷分时电价价差执行。
内蒙古
内蒙古工信厅相继印发《关于做好2022年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》、《关于做好2022年内蒙古东部电力市场中长期交易有关事宜的通知》，就蒙西、蒙东地区2022年的电力市场交易给出相关要求。
根据文件，蒙西电网地区内2022年电力市场交易电量规模约2000亿千瓦时，其中包含一般工商业用户新入市电量360亿。蒙东电网地区电力市场交易电量规模约279亿千瓦时，其中包含预计电网公司代理交易电量77亿千瓦时。
在新能源优先发电计划方面，蒙西地区初步安排常规光伏保量保价优先发电计划小时数900小时，领跑者项目1500小时，按照蒙西地区燃煤基准价结算;竞价价格低于蒙西地区燃煤基准价的光伏发电项目，1500小时以内电量按照竞价价格结算;除上述电量外光伏发电项目所发电量均参与电力市场。
蒙东地区初步安排常规光伏“保量保价”优先发电计划小时数600小时，按照蒙东地区燃煤基准价结算;除上述电量外光伏发电项目所发电量均按照“保量竞价”方式参与电力市场。初步预计外送电量小时数420小时，按照相应市场规则和要求形成交易价格。
西藏
去年9月，国家能源局华中监管局发布关于印发《西藏自治区电力中长期交易实施细则》的通知。
发电企业。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);并网自备电厂公平承担发电企业社会责任、承担国家依法依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，取得电力业务许可证(发电类)，达到能效、环保要求，可作为市场主体参与市场化交易;分布式发电企业符合分布式发电市场化交易试点规则要求。
电力用户。符合电网接入规范、满足电网安全技术要求，与电网企业签订正式供用电协议(合同);经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。不符合国家产业政策的电力用户暂不参与市场化交易，产品和工艺属于淘汰类和限制类的电力用户严格执行现有差别电价政策;拥有燃气自备电厂的用户应当按照国家规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴;具备相应的计量能力或者替代技术手段，满足市场计量和结算的要求。
售电公司准入条件按照国家对售电公司准入与退出有关规定执行。拥有配电网运营权的售电公司应当取得电力业务许可证(供电类)。
无正当理由退市的电力用户，由为其提供输配电服务的电网企业承担保底供电责任。电网企业与电力用户交易的保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，按照政府核定的目录电价的1.2-2倍执行。保底价格具体水平由西藏自治区价格主管部门按照国家确定的上述原则确定。
电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易，灵活开展发电权交易、合同转让交易，根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。
风电、光伏发电量参与市场交易，结算涉及中央财政补贴时，按照《可再生能源电价附加资金管理办法》(财建〔2020〕5号)等补贴管理规定执行。
四川
国家能源局四川监管办公室、四川省经济和信息化厅联合印发了《关于明确2022年四川电力交易意见的通知》。
结合市场化改革新要求和省内市场运营实际情况，围绕近期市场供需情况变化，在2021年的基础上，对2022年交易意见进行了适度优化和完善，主要体现在以下四个方面：
明确燃煤火电上网电量全额参加市场交易方式。贯彻落实《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)相关要求，结合省内燃煤火电实际运行情况，优化完善燃煤火电参加市场交易机制，实现燃煤火电上网电量全额参加市场交易。
推动非水可再生能源参与市场。在水电、燃煤火电企业参加市场的基础上，稳步推动风电、光伏发电企业参加市场交易。2022年，符合条件的风电、光伏发电企业均可与水电企业“同台竞争”。
调整偏差免考核范围。针对发用两侧偏差免考核范围不对等的情况，调整发用两侧免偏差考核范围，进一步促进发用两侧偏差考核平衡。
强化零售市场建设。按国家发改委1595号文要求，对售电公司合规性管理要求进行调整;建立零售市场月度(月内)调整机制，进一步提升零售市场灵活性。
重庆
重庆市经济和信息化委员会发布《关于进一步调整电力市场化交易有关工作的通知》。
调整发电侧交易电价浮动范围。
允许燃煤发电企业在协商交易和竞价交易价格申报时，执行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，具体浮动幅度由市场交易形成。
明确用户侧交易电价形成机制。
2021年批发侧和零售侧原合同尚未结算的交易合同，双方抓紧按照新的价格形成机制协商完成11、12月年度分月合同换签工作，保持合同关系和交易电量不变。协商不成的，原合同关系解除，合同电量直接以用户侧报量不报价的方式，参与月度竞价或挂牌交易。对于未成交的10千伏及以上工商业用户(含未参与直接交易的用户)，参照燃煤发电企业当月月度竞价或挂牌成交均价的原则进行结算。
2021年，用户侧交易电价暂按发电侧浮动范围等额传导，1至10月已参与电力直接交易的用户电价浮动后继续按照《关于组织开展2021年电力直接交易试点工作的通知》(渝经信电力〔2020〕17号)文件执行，未参与电力直接交易的用户电价浮动后按现行电价政策执行。2022年，电力市场化交易用户电价按照浮动及分时电价政策执行。
完善市场化电量结算方式。
2021年，国网市电力公司将用户电价浮动产生的盈亏全额传导至燃煤发电企业，并根据燃煤发电企业实际市场化上网电量全额结算，其他发电主体市场化上网电量因用户电价浮动产生的盈亏由国网市电力公司单独记账，该部分盈亏由燃煤发电企业按其每月实际上网电量分摊。
2022年，国网市电力公司根据市统调燃煤发电企业(两江燃机也可参与)实际市场化上网电量全额结算，燃煤(燃机)发电企业结算电价按照市场化用户结算电价扣除输配电价、政府性基金及附加后执行。若遇国家分时电价或市场化电力交易政策发生变化将及时调整我市相关政策。
河南
河南省发展和改革委员会、国家能源局河南监管办公室联合发布《关于河南省2022年电力直接交易有关事项的通知》。
通知称，电力直接交易主要开展年度交易、季度交易、月度交易、月内交易。合同转让交易主要开展月度交易、月内交易。年度交易周期为2022年2月1日至12月31日，季度交易周期为年度内自然季度，月度交易周期为交易公告发布的次月，月内交易周期为交易公告发布的当月特定时段。
交易模式。2022年电力直接交易分为常规电量交易和分时段电量交易两种模式。年用电量2亿千瓦时及以上且执行峰谷分时电价政策的电力用户，原则上应签订分时段中长期合同;对具备条件的其它电力用户，鼓励签订分时段中长期合同。考虑燃煤发电企业连续生产特性，市场主体应按照用电需求曲线均衡原则参与分时段电量交易。
上海
上海市的电力中长期交易仍遵循2021年初华东能源监管局会同上海市发展和改革委会员、上海市经济和信息化委员会组织制定的《上海电力中长期交易规则》。大用户(35千伏及以上、年用电量在一定规模以上并执行两部制电价)可直接参与电力市场或选择售电公司参与市场，适时将准入大用户电压等级放开至10千伏。其他用户应可通过售电公司参与市场，经上海电力交易中心风险测试通过的，符合相关政策要求的，也可直接参与市场。
湖北
湖北省发改委发布《2022年湖北省电力中长期交易实施方案》。原则上用电电压等级10千伏及以上工商业用户直接参与市场交易，鼓励10千伏以下工商业用户参与市场交易，暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代理购电。
2022年湖北省市场交易总电量规模不设上限。其中，年度双边协商交易总电量控制规模为500亿千瓦时，当交易时间截止或交易总量达到上限时交易自动终止;年度集中交易电量规模不设上限。
湖南
湖南能源监管办会同省发改委、省能源局对《湖南省电力中长期交易规则》(2021年)进行了修订并形成了征求意见稿，并已于2022年1月14日前完成意见征集。
福建
福建省发展和改革委员会国家能源局福建监管办公室联合印发2022年福建省电力中长期市场交易方案，方案指出，2022年，全省除居民、农业等优先购电电量由电网企业保障供应外，其余电量全部进入市场。年用电量1000万千瓦时及以上的直接交易用户为批发用户，可自主选择与发电企业直接交易或由售电公司代理交易;其余用户为零售用户，只可选择售电公司代理交易。2022年1月底前依次开展年度清洁能源挂牌交易、双边协商交易、集中竞价交易。
为有序推进分时交易工作，2022年年度交易分1—7月及8—12月两个阶段分别组织开展。其中，1—7月交易按总量、均价方式开展，8月起视情况适时按4段开展分时交易和结算工作。
电网企业配合做好相关计量采集工作，保障2022年5月起开展4个时段模拟结算。
国家能源局指导广州电力交易中心修订印发《南方区域跨区跨省电力中长期交易规则》
近日，国家能源局指导广州电力交易中心修订印发了《南方区域跨区跨省电力中长期交易规则》(以下简称《规则》)。
自2018年出台南方区域跨区跨省电力中长期交易规则以来，南方区域省间市场化电量由295亿千瓦时增长到2021年的670亿千瓦时，年均增长超过31.8%，西电东送市场化比例已达到30.4%，累计完成市场化电量1642亿千瓦时，进一步提升了跨省跨区通道利用效率，优化了省间余缺互济能力，有效促进南方区域清洁能源消纳利用水平稳步提升。
本次《规则》修订重点对市场管理、交易品种、交易组织、安全校核、合同管理、结算和偏差处理机制、政策衔接、风险防控等内容进行了修改完善。集中体现在以下六个方面：进一步缩短交易周期，设立周、多日交易;进一步优化交易组织流程，明确协议计划和市场化交易组织时序;进一步细化结算模式，建立“日清分、月结算、年清算”的分时结算模式;进一步完善偏差处理机制，建立权责对等、激励相容的偏差考核机制;进一步做好政策衔接，为现货市场、辅助服务市场建设和绿电交易、电网企业代理购电组织等预留接口;进一步规范市场秩序，丰富信息披露、市场监测和风险防控等内容，规范公平公正的市场秩序。
原标题：2022年全国电力交易政策合集
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