中國儲能網訊：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、農業(yè)用電的保障性電源外，其它各類電源的省內外發(fā)電企業(yè)參與電力市場化交易，確保市場內發(fā)用兩側可交易電量規(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。
用電側市場主體：除居民、農業(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）交易或（和）現貨交易實現。
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）掛牌交易和合同轉讓交易等。
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。現貨市場運行時，不參與成本補償分攤，輔助服務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。
中長期與現貨銜接：允許直接參與現貨市場的電力用戶或售電公司與發(fā)電企業(yè)在現貨市場結算試運行前10個工作日內調整交易合同條款、確定分時結算曲線、價格和結算點?，F貨市場結算試運行時，批發(fā)交易合同根據現貨結算試運行方案轉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，根據當期全省統(tǒng)調燃煤機組平均入爐標煤單價與年度交易時對應的全省統(tǒng)調燃煤機組平均入爐標煤單價比較情況，明確相應的允許上下浮動比例。
批發(fā)交易雙方應當在年度交易合同中約定相應條款。售電公司與零售用戶簽訂零售交易合同時，應當單列價格回顧條款，按照回顧交易調整涉及年度電量比例，全額傳導價格回顧調整費用。
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、合同電量轉讓交易、發(fā)電側上下調預掛牌交易、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高于上一年度用電量的80%，并通過后續(xù)月度、月內合同簽訂，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、產品成本變動等原因需調整合同價格的，經購售雙方協(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。結合陜西電網現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、月內交易時段劃分根據現貨市場運行需要設置，力爭達到24個時段。
廣東：有序推動新能源發(fā)電參與現貨交易
2022年11月，廣東省能源局、南方能監(jiān)局聯(lián)合發(fā)布《關于2023年電力市場交易有關事項的通知》（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：省內燃煤電廠上網電量（含自備電廠上網電量）全部進入市場。省內燃氣電廠中，中調及以上燃氣電廠上網電量均進入市場。
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，其中中長期電量應不低于90%。
有序推動220千伏及以上電壓等級的中調調管風電場站、光伏電站參與現貨市場交易，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，相關費用由全部工商業(yè)用戶分攤。
市場化需求響應交易：進一步加快建立完善日內小時級、分鐘級交易等品種，力爭在市場購電用戶和電網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，由電網企業(yè)通過市場化方式代理購電，電網代購用戶按有關規(guī)定參與現貨市場分攤分享，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)調光伏、風電等省內各類發(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的非統(tǒng)調光伏、風電機組參與月度綠電交易。根據現貨交易試點進度，逐步擴大參加現貨交易的發(fā)電規(guī)模。
用戶側市場主體：原則上10千伏及以上的工商業(yè)用戶要直接參與市場，鼓勵存量電網企業(yè)代理購電用戶進入市場，逐步縮小電網企業(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、當月月內掛牌、當月合同轉讓交易。結合現貨試點，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，可關聯(lián)當月現貨交易加權均價、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為其2022年用電量的75%—85%，售電公司年度交易電量應為其所有簽約用戶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部門發(fā)布《關于印發(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，電網代理購電規(guī)模566億千瓦時。
用戶側市場主體：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。
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、月內交易周期開展。現階段按月開展批發(fā)用戶、售電公司年度分月合同電量轉讓交易，但僅限于本地區(qū)內轉讓，適時開展月內合同電量轉讓交易。
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%”范圍內形成，高耗能企業(yè)交易電價上調不受限制。
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《關于征求2023年全省電力市場交易有關工作意見的通知》。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企業(yè)代理購電。推動虛擬電廠等可調節(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%。
中長期與現貨銜接：參與中長期交易的發(fā)電機組，應參照山東省現貨市場價格信號，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%的預計當前電量參與現貨市場。
零售市場價格形成機制：售電公司應結合現貨市場價格信號，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。
