廣東2023年電力市場變化
一、市場交易規(guī)模全年5500億千瓦時，與2022年持平。
二、可按“固定價格+聯(lián)動價格+浮動費(fèi)用”模式簽訂零售合同，浮動費(fèi)用上限2分/千瓦時。
三、新能源機(jī)組參與到現(xiàn)貨交易。
四、年度交易規(guī)模上限3000億千瓦時，較2022年下降150億千瓦時。
五、儲能等新興市場主體試點(diǎn)將參與電能量市場交易。
六、建立核電中長期收益回收機(jī)制。
通知要點(diǎn)
1 市場交易規(guī)模
2023年廣東電力市場規(guī)模約為5500億千瓦時，包括直接參與市場交易電量和電網(wǎng)企業(yè)代理購電電量。
2 市場主體準(zhǔn)入標(biāo)準(zhǔn)
用戶側(cè)市場主體：
1.市場購電用戶
10kV及以上工商業(yè)用戶原則上直接參與市場交易，暫無法直接參與市場交易的可由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。鼓勵其他工商業(yè)用戶在具備條件的情況下直接參與市場交易，未直接參與市場交易的由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。
2.電網(wǎng)代購用戶
對未從市場直接購電的工商業(yè)用戶，統(tǒng)一由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。
發(fā)電側(cè)市場主體：
發(fā)電側(cè)市場主體包括兩類：一類是直接參與市場交易的電源（簡稱“市場交易電源”，下同）；另一類是電網(wǎng)企業(yè)代理購電的市場電源（簡稱“市場代購電源”，下同），作為市場價格接受者，不直接參與市場交易。
省內(nèi)燃煤電廠上網(wǎng)電量（含自備電廠上網(wǎng)電量）全部進(jìn)入市場。
省內(nèi)燃煤電廠上網(wǎng)電量（含自備電廠上網(wǎng)電量）全部進(jìn)入市場。其中，中調(diào)及以上燃煤電廠（含“點(diǎn)對網(wǎng)”送電的鯉魚江、橋口電廠）全部機(jī)組須作為市場交易電源；地調(diào)燃煤電廠可選擇作為市場交易電源或作為市場代購電源，一經(jīng)選擇作為市場交易電源后，不允許改為市場代購電源；省內(nèi)燃煤自備電廠上網(wǎng)電量進(jìn)入市場，僅作為市場代購電源。
省內(nèi)燃?xì)怆姀S中，中調(diào)及以上燃?xì)怆姀S上網(wǎng)電量均進(jìn)入市場，全部機(jī)組須作為市場交易電源；地調(diào)燃?xì)怆姀S可選擇是否進(jìn)入市場，一經(jīng)進(jìn)入后不允許退出，其中選擇進(jìn)入市場的燃?xì)怆姀S可選擇作為市場交易電源或作為市場代購電源，一經(jīng)選擇作為市場交易電源后，不允許改為市場代購電源。
嶺澳核電和陽江核電全部機(jī)組進(jìn)入市場，直接參與市場交易。
有序推動 220kV 及以上電壓等級的中調(diào)調(diào)管風(fēng)電場站、光伏電站參與現(xiàn)貨市場交易，適時參與中長期市場交易；參與綠電交易的發(fā)電企業(yè)準(zhǔn)入條件按《廣東省可再生能源交易規(guī)則（試行）》（廣東交易〔2022〕61號）執(zhí)行。
適時推動儲能等新興市場主體試點(diǎn)參與電能量市場交易。
長期不具備發(fā)電能力的電廠不進(jìn)入市場。
3 參與市場交易要求
1.進(jìn)入市場的燃煤、燃?xì)怆姀S不再安排基數(shù)電量。請各歸口管理部門在保障疫情防控基礎(chǔ)上，切實(shí)履行職能，嚴(yán)把質(zhì)量關(guān)，提高項(xiàng)目申報(bào)質(zhì)量。
2.已參與市場交易的用戶，在無正當(dāng)理由的情況下改為電網(wǎng)公司代理購電，其價格按電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格的1.5倍執(zhí)行。
4 市場交易模式
批發(fā)市場方面。市場主體按照絕對價格模式簽訂批發(fā)市場合同，中長期交易、現(xiàn)貨交易形成電能量絕對價格交易結(jié)果，并繼續(xù)應(yīng)用機(jī)組變動成本補(bǔ)償。
零售市場方面。市場主體按照絕對價格模式簽訂零售合同，同時繼續(xù)應(yīng)用用戶側(cè)峰谷平衡機(jī)制，加強(qiáng)與分時電價政策的銜接，引導(dǎo)用戶削峰填谷。
5 年度交易方面
交易規(guī)模：
2023年，可從市場直接購電的用戶電量規(guī)模約4900億千瓦時，按照目前用戶側(cè)市場注冊情況，安排年度交易規(guī)模上限3000億千瓦時，成交電量達(dá)到3000億千瓦時結(jié)束年度交易。
交易價格：
按照“基準(zhǔn)價+上下浮動”的原則，對每份年度合同成交均價設(shè)置上下限，其中基準(zhǔn)價為0.463元/千瓦時，成交均價上限暫定為0.554元/千瓦時，下限暫定為 0.372 元/千瓦時。
6 零售交易安排
1.零售交易模式：按照“固定價格+聯(lián)動價格+浮動費(fèi)用”的模式，開展零售合同簽訂。
具體包括：
固定價格。上限為 0.554 元/千瓦時，下限為 0.372 元/千瓦時。
聯(lián)動價格。零售合同中應(yīng)不少于10%實(shí)際用電量比例的部分采用市場價格聯(lián)動方式，聯(lián)動價格包括月度交易綜合價、月度集中競爭交易綜合價、日前市場月度綜合價、月度及現(xiàn)貨偏差電量加權(quán)平均價，以上價格均包含批發(fā)市場分?jǐn)傎M(fèi)用。其中，聯(lián)動日前市場月度綜合價或月度及現(xiàn)貨偏差電量加權(quán)平均價的比例不得大于20%，且不能同時聯(lián)動。
浮動費(fèi)用。為可選項(xiàng)，售電公司和零售用戶可在零售合同約定對全電量收取浮動費(fèi)用，上限為0.02元/千瓦時，下限為0元/千瓦時。
2.零售用戶到戶電費(fèi)：零售用戶到戶電費(fèi)由零售合同電費(fèi)、輸配電費(fèi)、政府性基金及附加、輔助服務(wù)費(fèi)用、其他分?jǐn)傎M(fèi)用、尖峰加價電費(fèi)等組成。
7 一次能源價格傳導(dǎo)機(jī)制
當(dāng)綜合煤價或天然氣到廠價高于一定值時，煤機(jī)或氣機(jī)平均發(fā)電成本（扣減變動成本補(bǔ)償后）超過允許上浮部分，按照一定比例對年度或月度等電量進(jìn)行補(bǔ)償，相關(guān)費(fèi)用由全部工商業(yè)用戶分?jǐn)偂?br />
8 核電參與市場化交易
2023年，安排嶺澳、陽江核電年度市場化電量約195億千瓦時，其中中長期電量應(yīng)不低于90%。
9 市場化需求響應(yīng)交易
進(jìn)一步加快建立完善日內(nèi)小時級、分鐘級交易等品種，力爭在市場購電用戶和電網(wǎng)代購用戶資源中培育形成年度最大用電負(fù)荷5%左右的穩(wěn)定調(diào)節(jié)能力。
10 新能源參與市場交易
有序推動220kV及以上電壓等級的新能源參與現(xiàn)貨市場，持續(xù)開展可再生能源綠電交易。
11 跨省跨區(qū)送受電參與市場
積極推動西電市場化進(jìn)程，支持省外電源參與廣東電力市場交易，與廣東省用戶側(cè)主體開展“點(diǎn)對點(diǎn)”交易，做好西電送電計(jì)劃的放開、廣東送電國網(wǎng)等與省內(nèi)市場有效銜接。
