日前山東省能源局發布《關于征求2023年全省電力市場交易有關工作意見的通知》。通知指出，2023年市場交易規模約4000億千瓦時，包括直接參與市場交易電量和電網企業代理購電電量。調整完善電網企業代理購電用戶電價結構，其輸配電價執行與直接交易用戶相同的電價政策，不再執行峰谷分時電價。

【資料圖】

文件要點如下：

1、有序推動分布式新能源參與市場費用分攤；支持新能源與配建儲能聯合體參與電力市場。

2、工商業用戶全部參與電力市場，暫未直接參與市場的用戶由電網企業代理購電。已直接參與市場交易、2023年改為電網企業代理購電的用戶，其價格按電網企業代理其他用戶購電價格的1.5倍執行；已直接參與市場交易，未作為批發用戶參與市場，也未與售電公司簽訂零售合同的，視為改為電網企業代理購電用戶。推動虛擬電廠等可調節負荷資源參與電力市場。

3、合理調整售電公司履約保函（保險）收取標準，以前12個月月均結算電量，2023年暫按0.05元/千瓦時收取，繳納額度不足200萬元的，按200萬元收取。

4、售電公司、批發用戶全年中長期合約電量原則上不低于實際用電量的80%。

5、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。

6、在全體工商業用戶中試行基于峰荷責任法的容量補償電價收取方式。

7、參考現貨電能量市場分時電價信號，結合容量補償電價收取方式，試行零售套餐分時價格約束機制。

8、2023年，銀東直流跨省區直接交易不再設置市場用戶準入門檻。

9、調整完善電網企業代理購電用戶電價結構，其輸配電價執行與直接交易用戶相同的電價政策，不再執行峰谷分時電價。

詳情如下：

發電企業：符合市場準入條件的燃煤發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，充分體現新能源環境屬性價值；按照“誰受益、誰承擔”的原則，有序推動分布式新能源參與市場費用分攤；支持新能源與配建儲能聯合體參與電力市場。推動地方燃煤電廠、生物質發電實施分時計量改造，具備條件后自主申報參與電力市場。燃煤發電機組、新能源、獨立服務提供者等按照山東省電力市場交易規則參與電力市場交易。

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

電力用戶：工商業用戶全部參與電力市場，暫未直接參與市場的用戶由電網企業代理購電。已直接參與市場交易、2023年改為電網企業代理購電的用戶，其價格按電網企業代理其他用戶購電價格的1.5倍執行；已直接參與市場交易，未作為批發用戶參與市場，也未與售電公司簽訂零售合同的，視為改為電網企業代理購電用戶。推動虛擬電廠等可調節負荷資源參與電力市場。

售電公司：參加2023年電力市場交易的售電公司，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交易。為進一步激發市場活力，合理調整履約保函（保險）收取標準，以前12個月月均結算電量，2023年暫按0.05元/千瓦時收取，繳納額度不足200萬元的，按200萬元收取。

02 省內市場化交易

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

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

參與中長期交易的發電機組，應參照現貨市場價格信號，提供多樣性中長期合約曲線，與售電公司和批發用戶簽訂具有分時價格的中長期交易合同，全年中長期交易加權平均價格嚴格執行發改價格〔2021〕1439號文件，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），高耗能企業用戶中長期交易電價不受上浮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格的中長期合約。

零售交易：完善零售市場價格形成機制，推動零售市場形成分時價格，充分體現電力市場供需關系。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。

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分時電價信號，在全體工商業用戶中試行基于峰荷責任法的容量補償電價收取方式，引導電力用戶削峰填谷、錯峰用電。在新能源發電高峰期、發電能力充裕的時段，容量補償電價按照基準價（99.1元/兆瓦時，下同）乘以谷系數K1（K1取值0-50%）收取；在發電能力緊張的時段，容量補償電價按照基準價乘以峰系數K2（K2取值150%-200%）收取；根據系統需要，設置深谷、尖峰系數。其他時段容量補償電價維持基準價不變。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用戶按當月用電量比例分享或分攤。

零售合同分為分時價格類、市場費率類、混合類，可以月度、季度或年度為周期簽訂。售電公司與零售用戶雙方協商一致后，可按月更換零售合同（套餐）。售電公司應統籌考慮零售用戶的用電特性制定差異化零售套餐，約定用電曲線及相應的偏差處理機制，引導用戶削峰填谷。完善場外零售合同、場內零售套餐約束機制。前12個月月均用電量超過50萬千瓦時的用戶，允許簽訂場外零售合同。參考現貨電能量市場分時電價信號，結合容量補償電價收取方式，試行零售套餐分時價格約束機制。

03 跨省區交易

2023年，銀東直流跨省區直接交易不再設置市場用戶準入門檻，各售電公司、批發用戶均可參與銀東直流雙邊協商、集中競價交易，其中售電公司應在零售套餐內設置跨省區交易盈虧分成比例。

04 電網企業代購電

2023年，電網企業繼續通過年度、月度、月內集中競價參與電力市場，代理購電量扣除政府授權合約后，以報量不報價的方式參與市場出清。調整完善電網企業代理購電用戶電價結構，其輸配電價執行與直接交易用戶相同的電價政策，不再執行峰谷分時電價。推動建立更加符合市場供需關系的分時電價政策，分季節確定電網企業代理購電峰平谷時段、時長和峰平谷比例系數，執行現行峰谷分時電價政策的高壓代理購電用戶執行季節分時電價政策。電網企業應加快推進計量表計改造，加速推進電網企業代理購電用戶分時計量、結算。

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