日前山東省能源局發(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》。通知指出，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。2023年，電網企業(yè)代理購電用戶電價結構，不再執(zhí)行峰谷分時電價。

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，全年中長期交易加權平均價格嚴格執(zhí)行發(fā)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(yè)用戶中長期交易電價不受上浮20%的限制。

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。

在零售交易中，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(yè)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(fā)電高峰期、發(fā)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??；在發(fā)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??；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(wěn)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(yè)用戶按當月用電量比例分享或分攤。

2023年，調整完善電網企業(yè)代理購電用戶電價結構，其輸配電價執(zhí)行與直接交易用戶相同的電價政策，不再執(zhí)行峰谷分時電價。

詳情如下：

01

市場主體

發(fā)電企業(yè)：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，充分體現新能源環(huán)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(fā)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(fā)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(guī)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(yōu)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(yè)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(yè)代理購電。已直接參與市場交易、2023年改為電網企業(yè)代理購電的用戶，其價格按電網企業(yè)代理其他用戶購電價格的1.5倍執(zhí)行；已直接參與市場交易，未作為批發(fā)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(yè)代理購電用戶。推動虛擬電廠等可調節(jié)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(fā)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(fā)電、生物質發(fā)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(yōu)先匹配居民、農業(yè)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(yōu)先發(fā)電量打包作為政府授權中長期合同，由全體工商業(yè)用戶（含電網企業(yè)代理購電用戶）認購，認購方式按照交易公告執(zhí)行。

中長期交易：充分發(fā)揮電力中長期合約“壓艙石”作用，售電公司、批發(fā)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(qū)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(fā)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(fā)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(zhí)行發(fā)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(yè)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(jié)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(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。

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(yè)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(fā)電高峰期、發(fā)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(fā)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(wěn)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(yè)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

電網企業(yè)代購電

2023年，電網企業(yè)繼續(xù)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(yè)代理購電用戶電價結構，其輸配電價執(zhí)行與直接交易用戶相同的電價政策，不再執(zhí)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(jié)確定電網企業(yè)代理購電峰平谷時段、時長和峰平谷比例系數，執(zhí)行現行峰谷分時電價政策的高壓代理購電用戶執(zhí)行季節(jié)分時電價政策。電網企業(yè)應加快推進計量表計改造，加速推進電網企業(yè)代理購電用戶分時計量、結算。