廣東2023年電力市場(chǎng)變化
一、市場(chǎng)交易規模全年5500億千瓦時(shí)，與2022年持平。
二、可按“固定價(jià)格+聯(lián)動(dòng)價(jià)格+浮動(dòng)費用”模式簽訂零售合同，浮動(dòng)費用上限2分/千瓦時(shí)。
三、新能源機組參與到現貨交易。
四、年度交易規模上限3000億千瓦時(shí)，較2022年下降150億千瓦時(shí)。
五、儲能等新興市場(chǎng)主體試點(diǎn)將參與電能量市場(chǎng)交易。
六、建立核電中長(cháng)期收益回收機制。
通知要點(diǎn)
1 市場(chǎng)交易規模
2023年廣東電力市場(chǎng)規模約為5500億千瓦時(shí)，包括直接參與市場(chǎng)交易電量和電網(wǎng)企業(yè)代理購電電量。
2 市場(chǎng)主體準入標準
用戶(hù)側市場(chǎng)主體：
1.市場(chǎng)購電用戶(hù)
10kV及以上工商業(yè)用戶(hù)原則上直接參與市場(chǎng)交易，暫無(wú)法直接參與市場(chǎng)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(hù)在具備條件的情況下直接參與市場(chǎng)交易，未直接參與市場(chǎng)交易的由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。
2.電網(wǎng)代購用戶(hù)
對未從市場(chǎng)直接購電的工商業(yè)用戶(hù)，統一由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。
發(fā)電側市場(chǎng)主體：
發(fā)電側市場(chǎng)主體包括兩類(lèi)：一類(lèi)是直接參與市場(chǎng)交易的電源（簡(jiǎn)稱(chēng)“市場(chǎng)交易電源”，下同）；另一類(lèi)是電網(wǎng)企業(yè)代理購電的市場(chǎng)電源（簡(jiǎn)稱(chēng)“市場(chǎng)代購電源”，下同），作為市場(chǎng)價(jià)格接受者，不直接參與市場(chǎng)交易。
省內燃煤電廠(chǎng)上網(wǎng)電量（含自備電廠(chǎng)上網(wǎng)電量）全部進(jìn)入市場(chǎng)。
省內燃煤電廠(chǎng)上網(wǎng)電量（含自備電廠(chǎng)上網(wǎng)電量）全部進(jìn)入市場(chǎng)。其中，中調及以上燃煤電廠(chǎng)（含“點(diǎn)對網(wǎng)”送電的鯉魚(yú)江、橋口電廠(chǎng)）全部機組須作為市場(chǎng)交易電源；地調燃煤電廠(chǎng)可選擇作為市場(chǎng)交易電源或作為市場(chǎng)代購電源，一經(jīng)選擇作為市場(chǎng)交易電源后，不允許改為市場(chǎng)代購電源；省內燃煤自備電廠(chǎng)上網(wǎng)電量進(jìn)入市場(chǎng)，僅作為市場(chǎng)代購電源。
省內燃氣電廠(chǎng)中，中調及以上燃氣電廠(chǎng)上網(wǎng)電量均進(jìn)入市場(chǎng)，全部機組須作為市場(chǎng)交易電源；地調燃氣電廠(chǎng)可選擇是否進(jìn)入市場(chǎng)，一經(jīng)進(jìn)入后不允許退出，其中選擇進(jìn)入市場(chǎng)的燃氣電廠(chǎng)可選擇作為市場(chǎng)交易電源或作為市場(chǎng)代購電源，一經(jīng)選擇作為市場(chǎng)交易電源后，不允許改為市場(chǎng)代購電源。
嶺澳核電和陽(yáng)江核電全部機組進(jìn)入市場(chǎng)，直接參與市場(chǎng)交易。
有序推動(dòng) 220kV 及以上電壓等級的中調調管風(fēng)電場(chǎng)站、光伏電站參與現貨市場(chǎng)交易，適時(shí)參與中長(cháng)期市場(chǎng)交易；參與綠電交易的發(fā)電企業(yè)準入條件按《廣東省可再生能源交易規則（試行）》（廣東交易〔2022〕61號）執行。
適時(shí)推動(dòng)儲能等新興市場(chǎng)主體試點(diǎn)參與電能量市場(chǎng)交易。
長(cháng)期不具備發(fā)電能力的電廠(chǎng)不進(jìn)入市場(chǎng)。
3 參與市場(chǎng)交易要求
1.進(jìn)入市場(chǎng)的燃煤、燃氣電廠(chǎng)不再安排基數電量。請各歸口管理部門(mén)在保障疫情防控基礎上，切實(shí)履行職能，嚴把質(zhì)量關(guān)，提高項目申報質(zhì)量。
2.已參與市場(chǎng)交易的用戶(hù)，在無(wú)正當理由的情況下改為電網(wǎng)公司代理購電，其價(jià)格按電網(wǎng)企業(yè)代理購電價(jià)格的1.5倍執行。
4 市場(chǎng)交易模式
批發(fā)市場(chǎng)方面。市場(chǎng)主體按照絕對價(jià)格模式簽訂批發(fā)市場(chǎng)合同，中長(cháng)期交易、現貨交易形成電能量絕對價(jià)格交易結果，并繼續應用機組變動(dòng)成本補償。
零售市場(chǎng)方面。市場(chǎng)主體按照絕對價(jià)格模式簽訂零售合同，同時(shí)繼續應用用戶(hù)側峰谷平衡機制，加強與分時(shí)電價(jià)政策的銜接，引導用戶(hù)削峰填谷。
5 年度交易方面
交易規模：
2023年，可從市場(chǎng)直接購電的用戶(hù)電量規模約4900億千瓦時(shí)，按照目前用戶(hù)側市場(chǎng)注冊情況，安排年度交易規模上限3000億千瓦時(shí)，成交電量達到3000億千瓦時(shí)結束年度交易。
交易價(jià)格：
按照“基準價(jià)+上下浮動(dòng)”的原則，對每份年度合同成交均價(jià)設置上下限，其中基準價(jià)為0.463元/千瓦時(shí)，成交均價(jià)上限暫定為0.554元/千瓦時(shí)，下限暫定為 0.372 元/千瓦時(shí)。
6 零售交易安排
1.零售交易模式：按照“固定價(jià)格+聯(lián)動(dòng)價(jià)格+浮動(dòng)費用”的模式，開(kāi)展零售合同簽訂。
具體包括：
固定價(jià)格。上限為 0.554 元/千瓦時(shí)，下限為 0.372 元/千瓦時(shí)。
聯(lián)動(dòng)價(jià)格。零售合同中應不少于10%實(shí)際用電量比例的部分采用市場(chǎng)價(jià)格聯(lián)動(dòng)方式，聯(lián)動(dòng)價(jià)格包括月度交易綜合價(jià)、月度集中競爭交易綜合價(jià)、日前市場(chǎng)月度綜合價(jià)、月度及現貨偏差電量加權平均價(jià)，以上價(jià)格均包含批發(fā)市場(chǎng)分攤費用。其中，聯(lián)動(dòng)日前市場(chǎng)月度綜合價(jià)或月度及現貨偏差電量加權平均價(jià)的比例不得大于20%，且不能同時(shí)聯(lián)動(dòng)。
浮動(dòng)費用。為可選項，售電公司和零售用戶(hù)可在零售合同約定對全電量收取浮動(dòng)費用，上限為0.02元/千瓦時(shí)，下限為0元/千瓦時(shí)。
2.零售用戶(hù)到戶(hù)電費：零售用戶(hù)到戶(hù)電費由零售合同電費、輸配電費、政府性基金及附加、輔助服務(wù)費用、其他分攤費用、尖峰加價(jià)電費等組成。
7 一次能源價(jià)格傳導機制
當綜合煤價(jià)或天然氣到廠(chǎng)價(jià)高于一定值時(shí)，煤機或氣機平均發(fā)電成本（扣減變動(dòng)成本補償后）超過(guò)允許上浮部分，按照一定比例對年度或月度等電量進(jìn)行補償，相關(guān)費用由全部工商業(yè)用戶(hù)分攤。
8 核電參與市場(chǎng)化交易
2023年，安排嶺澳、陽(yáng)江核電年度市場(chǎng)化電量約195億千瓦時(shí)，其中中長(cháng)期電量應不低于90%。
9 市場(chǎng)化需求響應交易
進(jìn)一步加快建立完善日內小時(shí)級、分鐘級交易等品種，力爭在市場(chǎng)購電用戶(hù)和電網(wǎng)代購用戶(hù)資源中培育形成年度最大用電負荷5%左右的穩定調節能力。
10 新能源參與市場(chǎng)交易
有序推動(dòng)220kV及以上電壓等級的新能源參與現貨市場(chǎng)，持續開(kāi)展可再生能源綠電交易。
11 跨省跨區送受電參與市場(chǎng)
積極推動(dòng)西電市場(chǎng)化進(jìn)程，支持省外電源參與廣東電力市場(chǎng)交易，與廣東省用戶(hù)側主體開(kāi)展“點(diǎn)對點(diǎn)”交易，做好西電送電計劃的放開(kāi)、廣東送電國網(wǎng)等與省內市場(chǎng)有效銜接。
