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+浮動費用”模式簽訂零售合同，浮動費用上限2分/千瓦時。
三、新能源機組參與到現(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將參與電能量市場交易。
六、建立核電中長期收益回收機制。
通知要點
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 市場主體準入標準
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）全部進入市場。其中，中調(diào)及以上燃煤電廠（含“點對網(wǎng)”送電的鯉魚江、橋口電廠）全部機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)電量進入市場，僅作為市場代購電源。
省內(nèi)燃氣電廠中，中調(diào)及以上燃氣電廠上網(wǎng)電量均進入市場，全部機組須作為市場交易電源；地調(diào)燃氣電廠可選擇是否進入市場，一經(jīng)進入后不允許退出，其中選擇進入市場的燃氣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。
嶺澳核電和陽江核電全部機組進入市場，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參與電能量市場交易。
長期不具備發(fā)電能力的電廠不進入市場。
3 參與市場交易要求
1.進入市場的燃煤、燃氣電廠不再安排基數(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)用機組變動成本補償。
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)峰谷平衡機制，加強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，成交電量達到3000億千瓦時結(jié)束年度交易。
交易價格：
按照“基準價+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)市場分攤費用。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。
浮動費用。為可選項，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：零售用戶到戶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、尖峰加價電費等組成。
7 一次能源價格傳導(dǎo)機制
當(dāng)綜合煤價或天然氣到廠價高于一定值時，煤機或氣機平均發(fā)電成本（扣減變動成本補償后）超過允許上浮部分，按照一定比例對年度或月度等電量進行補償，相關(guān)費用由全部工商業(yè)用戶分攤。
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“點對點”交易，做好西電送電計劃的放開、廣東送電國網(wǎng)等與省內(nèi)市場有效銜接。
