首頁(yè)

 

日前山東省能源局發(fā)布《關(guān)于征求2023年全省電力市場(chǎng)交易有關(guān)工作意見(jiàn)的通知》。通知指出，有序推動(dòng)分布式新能源參與市場(chǎng)費用分攤，支持新能源與配建儲能聯(lián)合體參與電力市場(chǎng)。2023年，電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶(hù)電價(jià)結構，不再執行峰谷分時(shí)電價(jià)。

參與中長(cháng)期交易的發(fā)電機組，應參照山東省現貨市場(chǎng)價(jià)格信號，提供多樣性中長(cháng)期合約曲線(xiàn)，與售電公司和批發(fā)用戶(hù)簽訂具有分時(shí)價(jià)格的中長(cháng)期交易合同，全年中長(cháng)期交易加權平均價(jià)格嚴格執行發(fā)改價(jià)格〔2021〕1439號文件，基準價(jià)上下浮動(dòng)范圍不超過(guò)20%(315.9-473.9元/兆瓦時(shí)，含容量補償電價(jià))，高耗能企業(yè)用戶(hù)中長(cháng)期交易電價(jià)不受上浮20%的限制。

完善零售市場(chǎng)價(jià)格形成機制，推動(dòng)零售市場(chǎng)形成分時(shí)價(jià)格，充分體現電力市場(chǎng)供需關(guān)系。

在零售交易中，根據山東電力系統用電負荷或凈負荷特性變化，參考現貨電能量市場(chǎng)分時(shí)電價(jià)信號，在全體工商業(yè)用戶(hù)中試行基于峰荷責任法的容量補償電價(jià)收取方式，引導電力用戶(hù)削峰填谷、錯峰用電。在新能源發(fā)電高峰期、發(fā)電能力充裕的時(shí)段，容量補償電價(jià)按照基準價(jià)(99.1元/兆瓦時(shí)，下同)乘以谷系數K1(K1取值0-50%)收??；在發(fā)電能力緊張的時(shí)段，容量補償電價(jià)按照基準價(jià)乘以峰系數K2(K2取值150%-200%)收??；根據系統需要，設置深谷、尖峰系數。其他時(shí)段容量補償電價(jià)維持基準價(jià)不變。保持容量補償費用總體水平基本穩定，按月清算容量補償費用收取情況，超額或差額費用由全體工商業(yè)用戶(hù)按當月用電量比例分享或分攤。

2023年，調整完善電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶(hù)電價(jià)結構，其輸配電價(jià)執行與直接交易用戶(hù)相同的電價(jià)政策，不再執行峰谷分時(shí)電價(jià)。

詳情如下：

01

市場(chǎng)主體

發(fā)電企業(yè)：符合市場(chǎng)準入條件的燃煤發(fā)電機組全部參與電力市場(chǎng)。鼓勵新能源能源場(chǎng)站高比例參與電力市場(chǎng)，推動(dòng)開(kāi)展綠色電力交易和綠證交易，充分體現新能源環(huán)境屬性?xún)r(jià)值；按照“誰(shuí)受益、誰(shuí)承擔”的原則，有序推動(dòng)分布式新能源參與市場(chǎng)費用分攤；支持新能源與配建儲能聯(lián)合體參與電力市場(chǎng)。推動(dòng)地方燃煤電廠(chǎng)、生物質(zhì)發(fā)電實(shí)施分時(shí)計量改造，具備條件后自主申報參與電力市場(chǎng)。燃煤發(fā)電機組、新能源、獨立服務(wù)提供者等按照山東省電力市場(chǎng)交易規則參與電力市場(chǎng)交易。

新能源場(chǎng)站市場(chǎng)化交易部分不計入全生命周期保障收購小時(shí)數，簽訂市場(chǎng)交易合同的新能源場(chǎng)站在電網(wǎng)調峰困難時(shí)段優(yōu)先消納。參與中長(cháng)期交易的集中式新能源場(chǎng)站（不含扶貧光伏）全電量或50%電量參與市場(chǎng)；未參與中長(cháng)期交易的集中式新能源場(chǎng)站（不含扶貧光伏），10%的預計當期電量參與現貨市場(chǎng)。集中式新能源場(chǎng)站自某月起參與中長(cháng)期交易后，年內不得退出。對由于報價(jià)原因未中標電量不納入新能源棄電量統計。

電力用戶(hù)：工商業(yè)用戶(hù)全部參與電力市場(chǎng)，暫未直接參與市場(chǎng)的用戶(hù)由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。已直接參與市場(chǎng)交易、2023年改為電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶(hù)，其價(jià)格按電網(wǎng)企業(yè)代理其他用戶(hù)購電價(jià)格的1.5倍執行；已直接參與市場(chǎng)交易，未作為批發(fā)用戶(hù)參與市場(chǎng)，也未與售電公司簽訂零售合同的，視為改為電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶(hù)。推動(dòng)虛擬電廠(chǎng)等可調節負荷資源參與電力市場(chǎng)。

售電公司：參加2023年電力市場(chǎng)交易的售電公司，須在電力交易機構注冊生效、具備交易資格，并按要求在交易平臺披露年度信息，未披露年度信息前不得參與電力市場(chǎng)交易。為進(jìn)一步激發(fā)市場(chǎng)活力，合理調整履約保函（保險）收取標準，以前12個(gè)月月均結算電量，2023年暫按0.05元/千瓦時(shí)收取，繳納額度不足200萬(wàn)元的，按200萬(wàn)元收取。

02

省內市場(chǎng)化交易

政府授權合約：未參與電力市場(chǎng)交易的“三余”發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電、小水電、核電、分布式新能源和部分省外來(lái)電等電量，按價(jià)格由低到高優(yōu)先匹配居民、農業(yè)等保障性電量。結合國家關(guān)于可再生能源消納責任權重有關(guān)要求，將匹配保障性電量之余的優(yōu)先發(fā)電量打包作為政府授權中長(cháng)期合同，由全體工商業(yè)用戶(hù)（含電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶(hù)）認購，認購方式按照交易公告執行。

中長(cháng)期交易：充分發(fā)揮電力中長(cháng)期合約“壓艙石”作用，售電公司、批發(fā)用戶(hù)全年中長(cháng)期合約電量原則上不低于實(shí)際用電量的80%。年度交易合約電量為購電方扣除政府授權中長(cháng)期合同電量、跨省區交易電量后的市場(chǎng)電量，按照先集中競價(jià)，后雙邊協(xié)商的方式組織，鼓勵高比例簽訂年度中長(cháng)期合約。年度雙邊合約曲線(xiàn)、價(jià)格經(jīng)購售雙方協(xié)商一致后，可按月調整。

參與中長(cháng)期交易的發(fā)電機組，應參照現貨市場(chǎng)價(jià)格信號，提供多樣性中長(cháng)期合約曲線(xiàn)，與售電公司和批發(fā)用戶(hù)簽訂具有分時(shí)價(jià)格的中長(cháng)期交易合同，全年中長(cháng)期交易加權平均價(jià)格嚴格執行發(fā)改價(jià)格〔2021〕1439號文件，基準價(jià)上下浮動(dòng)范圍不超過(guò)20%（315.9-473.9元/兆瓦時(shí)，含容量補償電價(jià)），高耗能企業(yè)用戶(hù)中長(cháng)期交易電價(jià)不受上浮20%的限制。鼓勵結合電力供需平衡情況，分季節分月度簽訂不同價(jià)格的中長(cháng)期合約。

零售交易：完善零售市場(chǎng)價(jià)格形成機制，推動(dòng)零售市場(chǎng)形成分時(shí)價(jià)格，充分體現電力市場(chǎng)供需關(guān)系。售電公司應結合現貨市場(chǎng)價(jià)格信號，制定多樣性的分時(shí)零售套餐。除國家有專(zhuān)門(mén)規定的電氣化鐵路牽引用電外，其余電力用戶(hù)均需簽訂包含分時(shí)價(jià)格的零售套餐。

根據山東電力系統用電負荷或凈負荷特性變化，參考現貨電能量市場(chǎng)分時(shí)電價(jià)信號，在全體工商業(yè)用戶(hù)中試行基于峰荷責任法的容量補償電價(jià)收取方式，引導電力用戶(hù)削峰填谷、錯峰用電。在新能源發(fā)電高峰期、發(fā)電能力充裕的時(shí)段，容量補償電價(jià)按照基準價(jià)（99.1元/兆瓦時(shí)，下同）乘以谷系數K1（K1取值0-50%）收??；在發(fā)電能力緊張的時(shí)段，容量補償電價(jià)按照基準價(jià)乘以峰系數K2（K2取值150%-200%）收??；根據系統需要，設置深谷、尖峰系數。其他時(shí)段容量補償電價(jià)維持基準價(jià)不變。保持容量補償費用總體水平基本穩定，按月清算容量補償費用收取情況，超額或差額費用由全體工商業(yè)用戶(hù)按當月用電量比例分享或分攤。

零售合同分為分時(shí)價(jià)格類(lèi)、市場(chǎng)費率類(lèi)、混合類(lèi)，可以月度、季度或年度為周期簽訂。售電公司與零售用戶(hù)雙方協(xié)商一致后，可按月更換零售合同（套餐）。售電公司應統籌考慮零售用戶(hù)的用電特性制定差異化零售套餐，約定用電曲線(xiàn)及相應的偏差處理機制，引導用戶(hù)削峰填谷。完善場(chǎng)外零售合同、場(chǎng)內零售套餐約束機制。前12個(gè)月月均用電量超過(guò)50萬(wàn)千瓦時(shí)的用戶(hù)，允許簽訂場(chǎng)外零售合同。參考現貨電能量市場(chǎng)分時(shí)電價(jià)信號，結合容量補償電價(jià)收取方式，試行零售套餐分時(shí)價(jià)格約束機制。

03

電網(wǎng)企業(yè)代購電

2023年，電網(wǎng)企業(yè)繼續通過(guò)年度、月度、月內集中競價(jià)參與電力市場(chǎng)，代理購電量扣除政府授權合約后，以報量不報價(jià)的方式參與市場(chǎng)出清。調整完善電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶(hù)電價(jià)結構，其輸配電價(jià)執行與直接交易用戶(hù)相同的電價(jià)政策，不再執行峰谷分時(shí)電價(jià)。推動(dòng)建立更加符合市場(chǎng)供需關(guān)系的分時(shí)電價(jià)政策，分季節確定電網(wǎng)企業(yè)代理購電峰平谷時(shí)段、時(shí)長(cháng)和峰平谷比例系數，執行現行峰谷分時(shí)電價(jià)政策的高壓代理購電用戶(hù)執行季節分時(shí)電價(jià)政策。電網(wǎng)企業(yè)應加快推進(jìn)計量表計改造，加速推進(jìn)電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶(hù)分時(shí)計量、結算。