中國儲能網(wǎng)訊：2022年11月以來，多省能源主管部門發(fā)布2023年電力市場交易相關(guān)通知，2023年電力中長期交易相繼啟動。
新的一年，各省電力市場延續(xù)“基準價+上下浮動”價格機制，并繼續(xù)推動工商業(yè)用戶直接參與市場交易。多省在政策文件中明確了一次能源價格傳導、提高新能源參與市場交易比例等內(nèi)容。
eo梳理了廣東、山東、浙江、江蘇、山西、北京、天津2023年電力市場交易安排要點，以供參考。
浙江：建立一次能源價格回顧機制
浙江省發(fā)展改革委2022年12月7日發(fā)布《2023年浙江省電力市場化交易方案》。
發(fā)電企業(yè)市場主體：除保障居民、農(nóng)業(yè)用電的保障性電源外，其它各類電源的省內(nèi)外發(fā)電企業(yè)參與電力市場化交易，確保市場內(nèi)發(fā)用兩側(cè)可交易電量規(guī)模匹配。
參與交易的省外來電發(fā)電企業(yè)（主體）包括跨省跨區(qū)水電（溪洛渡）、中核集團秦山核電公司（二期、三期、方家山）、寧夏來電、皖電東送等省外來電。
用電側(cè)市場主體：除居民、農(nóng)業(yè)用戶外，全省工商業(yè)電力用戶全部參與電力市場化交易。交易模式分為直接參與市場交易（用戶直接向發(fā)電企業(yè)或售電公司購電）、兜底售電公司兜底購電和電網(wǎng)企業(yè)代理購電（間接參與）。
中長期合同簽約比例：中長期交易電量占比不低于90%，中長期未覆蓋的現(xiàn)貨交易電量占比不高于10%。年度交易電量原則上不低于上一年度用電量的80%，其余交易電量通過月度（月內(nèi)）交易或（和）現(xiàn)貨交易實現(xiàn)。
交易品種：電力批發(fā)交易包括年度雙邊協(xié)商、年度掛牌、月度雙邊協(xié)商、月度集中競價、月度（月內(nèi)）掛牌交易和合同轉(zhuǎn)讓交易等。
價格機制：燃煤發(fā)電市場交易價格執(zhí)行“基準價+上下浮動”市場價格機制，上下浮動范圍不超過20%。高耗能企業(yè)市場交易電價不受20%限制。電力現(xiàn)貨價格不受20%限制。對電壓等級不滿1千伏的小微企業(yè)和個體工商業(yè)用電實行階段性優(yōu)惠政策，不分攤天然氣發(fā)電容量電費等費用。現(xiàn)貨市場運行時，不參與成本補償分攤，輔助服務(wù)費用在電能量費用中作等額扣除。天然氣發(fā)電容量電費暫由全體工商業(yè)用戶（不含電壓等級不滿1千伏的工商業(yè)用戶）分攤。
零售市場價格形成機制：售電公司與零售用戶簽訂購售電合同，分別約定尖峰、高峰和低谷時段的分時價格。
中長期與現(xiàn)貨銜接：允許直接參與現(xiàn)貨市場的電力用戶或售電公司與發(fā)電企業(yè)在現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行前10個工作日內(nèi)調(diào)整交易合同條款、確定分時結(jié)算曲線、價格和結(jié)算點。現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行時，批發(fā)交易合同根據(jù)現(xiàn)貨結(jié)算試運行方案轉(zhuǎn)換成為中長期差價合約的形式執(zhí)行。
一次能源價格傳導：根據(jù)國家最新政策規(guī)定，當一次能源價格波動超出一定范圍時，視市場運行情況，經(jīng)省發(fā)展改革委、省能源局、浙江能源監(jiān)管辦協(xié)商一致，啟動一次能源價格回顧機制，根據(jù)當期全省統(tǒng)調(diào)燃煤機組平均入爐標煤單價與年度交易時對應(yīng)的全省統(tǒng)調(diào)燃煤機組平均入爐標煤單價比較情況，明確相應(yīng)的允許上下浮動比例。
批發(fā)交易雙方應(yīng)當在年度交易合同中約定相應(yīng)條款。售電公司與零售用戶簽訂零售交易合同時，應(yīng)當單列價格回顧條款，按照回顧交易調(diào)整涉及年度電量比例，全額傳導價格回顧調(diào)整費用。
陜西：鼓勵新能源發(fā)電參與市場交易
12月1日，陜西省發(fā)展改革委發(fā)布《陜西省2023年電力中長期市場化交易實施方案》。
發(fā)電企業(yè)市場主體：燃煤發(fā)電上網(wǎng)電量全部參與市場化交易。鼓勵新能源發(fā)電參與市場交易，原則上除優(yōu)先發(fā)電之外的電量全部進入市場，通過市場化方式進行消納。
用戶側(cè)市場主體：10千伏及以上的工商業(yè)用戶原則上要直接參與市場交易，其他用戶可自愿參與交易。2021年11月—2022年10月實際用電量500萬千瓦時及以上的電力用戶可直接參與交易，或自主選擇一家售電公司代理參與交易；實際用電量500萬千瓦時以下的電力用戶，只可自主選擇一家售電公司代理參與交易。
交易品種：電力直接交易、合同電量轉(zhuǎn)讓交易、發(fā)電側(cè)上下調(diào)預(yù)掛牌交易、零售合同回購交易。
價格機制：燃煤發(fā)電企業(yè)在省內(nèi)電力中長期交易中申報的平段報價按照國家規(guī)定的燃煤基準價±20%的浮動范圍進行限制，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制。
中長期合同簽約比例：市場化電力用戶2023年年度中長期合同簽約電量應(yīng)高于上一年度用電量的80%，并通過后續(xù)月度、月內(nèi)合同簽訂，保障全年中長期合同簽約電量高于上一年度用電量的90%；燃煤發(fā)電企業(yè)2023年年度中長期合同簽約電量不低于上一年度實際發(fā)電量的80%，月度及以上合同簽約電量不低于上一年度實際發(fā)電量的90%。
一次能源價格傳導：以雙邊協(xié)商方式形成市場化交易價格后，如因燃料、產(chǎn)品成本變動等原因需調(diào)整合同價格的，經(jīng)購售雙方協(xié)商一致可另行簽訂補充協(xié)議達成新的合同價格，提交至陜西電力交易中心在次月及以后執(zhí)行。
中長期與現(xiàn)貨銜接：批發(fā)市場和零售市場分別組織交易，中長期批發(fā)交易分時段申報電量形成分段電力曲線，匯總后形成完整曲線。結(jié)合陜西電網(wǎng)現(xiàn)有峰平谷時段劃分及新能源發(fā)電特性，2023年年度交易暫定按照每日6至8個時段劃分。月度、月內(nèi)交易時段劃分根據(jù)現(xiàn)貨市場運行需要設(shè)置，力爭達到24個時段。
廣東：有序推動新能源發(fā)電參與現(xiàn)貨交易
2022年11月，廣東省能源局、南方能監(jiān)局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于2023年電力市場交易有關(guān)事項的通知》（粵能電力〔2022〕90號）。
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。
發(fā)電企業(yè)市場主體：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)燃氣電廠中，中調(diào)及以上燃氣電廠上網(wǎng)電量均進入市場。
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。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%。
有序推動220千伏及以上電壓等級的中調(diào)調(diào)管風電場站、光伏電站參與現(xiàn)貨市場交易，適時參與中長期市場交易。
儲能等新興市場主體試點將參與電能量市場交易。
用戶側(cè)市場主體：10千伏及以上工商業(yè)用戶原則上直接參與市場交易。年度用電量1000萬千瓦時及以上的市場購電用戶，可作為大用戶直接參與批發(fā)市場交易或通過售電公司代理參與市場交易。
交易品種：包括雙邊協(xié)商交易、掛牌交易、集中競爭交易等交易品種，不同交易品種多輪次交替開展。
價格機制：按照“基準價+上下浮動”的原則，年度合同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。
一次能源價格傳導：當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。
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。
省外電源參與市場交易：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。
零售市場價格形成機制：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。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。
電網(wǎng)代理購電：對暫未直接參與市場交易的工商業(yè)用戶，由電網(wǎng)企業(yè)通過市場化方式代理購電，電網(wǎng)代購用戶按有關(guān)規(guī)定參與現(xiàn)貨市場分攤分享，具體以省發(fā)展改革委發(fā)布的代購電方案為準。
江蘇：35千伏及以上與發(fā)電企業(yè)直接交易的用戶
全部參與現(xiàn)貨交易試點
2022年11月，江蘇省發(fā)展改革委、江蘇能源監(jiān)管辦發(fā)布《關(guān)于開展2023年電力市場交易工作的通知》。
發(fā)電企業(yè)市場主體：公用燃煤、燃氣、核電和統(tǒng)調(diào)光伏、風電等省內(nèi)各類發(fā)電機組，山西陽城電廠、華東區(qū)域統(tǒng)配機組、特高壓直流配套電源等區(qū)外電源可參與中長期交易。視情況放開全額上網(wǎng)的非統(tǒng)調(diào)光伏、風電機組參與月度綠電交易。根據(jù)現(xiàn)貨交易試點進度，逐步擴大參加現(xiàn)貨交易的發(fā)電規(guī)模。
用戶側(cè)市場主體：原則上10千伏及以上的工商業(yè)用戶要直接參與市場，鼓勵存量電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶進入市場，逐步縮小電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶范圍。
35千伏及以上電壓等級的用戶可自主選擇與發(fā)電企業(yè)直接交易（一類用戶）或由售電公司代理交易（二類用戶），其余用戶只可由售電公司代理交易。一類用戶全部參與現(xiàn)貨交易試點。
交易品種：年度交易有年度協(xié)商交易、年度掛牌交易，每月開展次月月集中競價、當月月內(nèi)掛牌、當月合同轉(zhuǎn)讓交易。結(jié)合現(xiàn)貨試點，開展分時段交易。
價格機制：市場交易價格浮動范圍為燃煤機組發(fā)電基準價上下浮動原則上不超過20%（0.3128—0.4692元/千瓦時）。燃氣機組和綠電交易價格不設(shè)限制，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制。燃氣機組參與市場交易的，仍執(zhí)行氣電聯(lián)動政策。
一次能源價格傳導：各市場主體簽訂年度中長期交易合同時，應(yīng)當充分考慮電力供需平衡、燃料價格等因素，按照平等協(xié)商、利益共享、風險共擔的原則，可關(guān)聯(lián)當月現(xiàn)貨交易加權(quán)均價、當月代理購電價格約定價格浮動機制。
中長期合同簽約比例：中長期交易電量不低于市場交易總電量的90%。一類用戶年度交易電量應(yīng)為其2022年用電量的75%—85%，售電公司年度交易電量應(yīng)為其所有簽約用戶2022年用電量之和的75%—85%。
北京：鼓勵交易價格與煤炭價格掛鉤聯(lián)動
2022年11月，北京市城市管理委會同有關(guān)部門發(fā)布《關(guān)于印發(fā)北京市2023年電力市場化交易方案、綠色電力交易方案的通知（征求意見稿）》。
市場交易規(guī)模：2023年北京市電力市場化交易總電量規(guī)模擬安排826億千瓦時，其中，直接市場交易規(guī)模260億千瓦時，電網(wǎng)代理購電規(guī)模566億千瓦時。
用戶側(cè)市場主體：執(zhí)行大工業(yè)電價（工業(yè)電價）、一般工商業(yè)電價的電力用戶可選擇市場直接購電，10千伏及以上工商業(yè)用戶原則上直接參與市場交易，鼓勵其他工商業(yè)用戶直接從電力市場購電。
交易品種：采用雙邊協(xié)商、集中交易等方式開展分時段電力中長期交易。交易周期包含年度、月度等。年度交易按月申報，以雙邊協(xié)商為主，月度、月內(nèi)交易以集中競價為主。
價格機制：燃煤發(fā)電市場交易價格在“基準價+上下浮動”范圍內(nèi)形成，基準價適用落地省基準價水平，浮動范圍原則上均不超過20%。高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制。
發(fā)電企業(yè)直接報總量參與交易，交易價格執(zhí)行單一報價，峰段、平段、谷段各時段電價一致。電力直接交易批發(fā)交易用戶（電力用戶、售電公司）采用分時段報量、單一報價的模式，按照峰段、平段、谷段分別報量，以總量參與交易。
一次能源價格傳導：鼓勵購售雙方在中長期合同中設(shè)立交易電價隨燃料成本變化合理浮動條款，實行交易價格與煤炭價格掛鉤聯(lián)動，保障能源穩(wěn)定供應(yīng)。
年度合同簽約比例：市場化電力用戶2023年年度中長期合同簽約電量應(yīng)高于上一年度用電量的80%，鼓勵市場主體簽訂一年期以上的電力中長期合同。
天津：總規(guī)模暫定350億千瓦時左右
2022年11月，天津市工業(yè)和信息化局發(fā)布《關(guān)于做好天津市2023年電力市場化交易工作的通知》。
市場交易規(guī)模：天津地區(qū)電力市場化直接交易總規(guī)模暫定為350億千瓦時左右，區(qū)外機組交易電量上限為交易電量總規(guī)模的30%。
市場主體：批發(fā)市場主體包括發(fā)電企業(yè)、售電公司和批發(fā)用戶。天津地區(qū)燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場。
交易品種：電力批發(fā)交易主要以雙邊協(xié)商、集中交易、掛牌交易等方式開展。電力批發(fā)交易按照年度、月度、月內(nèi)交易周期開展?，F(xiàn)階段按月開展批發(fā)用戶、售電公司年度分月合同電量轉(zhuǎn)讓交易，但僅限于本地區(qū)內(nèi)轉(zhuǎn)讓，適時開展月內(nèi)合同電量轉(zhuǎn)讓交易。
價格機制：燃煤發(fā)電企業(yè)交易電價在機組核定的“基準價±20%”范圍內(nèi)形成，高耗能企業(yè)交易電價上調(diào)不受限制。
年度交易規(guī)模：年度交易規(guī)模不低于全年交易總規(guī)模的80%。
山東：推動零售市場形成分時價格
2022年10月，山東省能源局發(fā)布《關(guān)于征求2023年全省電力市場交易有關(guān)工作意見的通知》。2022年11月，山東省發(fā)展改革委會同省能源局、山東能源監(jiān)管辦制訂印發(fā)《關(guān)于做好2023年全省電力中長期和零售合同簽訂工作的通知》。
市場交易規(guī)模：山東省2023年電力市場交易規(guī)模約4000億千瓦時，包括直接參與市場交易電量和電網(wǎng)企業(yè)代理購電量。
發(fā)電企業(yè)市場主體：符合市場準入條件的燃煤發(fā)電機組全部參與電力市場。鼓勵新能源能源場站高比例參與電力市場，推動開展綠色電力交易和綠證交易。
用戶側(cè)市場主體：工商業(yè)用戶全部參與電力市場。10千伏及以上的工商業(yè)用戶原則上全部直接參與電力市場，暫無法直接參與市場的用戶可由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。推動虛擬電廠等可調(diào)節(jié)負荷資源參與電力市場。
交易品種：中長期交易采用雙邊協(xié)商、集中競價、連續(xù)撮合等方式組織，鼓勵高比例簽訂年度中長期合約。
價格機制：全年中長期加權(quán)平均價格嚴格執(zhí)行1439號文，基準價上下浮動范圍不超過20%（315.9—473.9元/兆瓦時，含容量補償電價）。
中長期合同簽約比例：直接參與電力市場的用戶（含售電公司和批發(fā)用戶），2023年年度及以上中長期合同簽約電量應(yīng)高于前三年用電量平均值的80%；燃煤發(fā)電企業(yè)2023年年度中長期合同簽約電量不低于上一年實際發(fā)電量的80%。
中長期與現(xiàn)貨銜接：參與中長期交易的發(fā)電機組，應(yīng)參照山東省現(xiàn)貨市場價格信號，提供多樣性中長期合約曲線，與售電公司和批發(fā)用戶簽訂具有分時價格的中長期交易合同。
參與中長期交易的集中式新能源場站（不含扶貧光伏）全電量參與現(xiàn)貨市場；未參與中長期交易的集中式新能源場站（不含扶貧光伏），10%的預(yù)計當前電量參與現(xiàn)貨市場。
零售市場價格形成機制：售電公司應(yīng)結(jié)合現(xiàn)貨市場價格信號，制定多樣性的分時零售套餐。除國家有專門規(guī)定的電氣化鐵路牽引用電外，其余電力用戶均需簽訂包含分時價格的零售套餐。
省外電源參與市場交易：2023年，銀東直流跨省區(qū)直接交易不再設(shè)置市場用戶準入門檻，各售電公司、批發(fā)用戶均可參與銀東直流雙邊協(xié)商、集中競價交易。
