广东政策 | 适时推动储能等新兴市场主体试点参与电能量市场交易

发布者：发布时间：2022-11-25

广东省能源局、南方能监局日前联合发布《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》（粤能电力〔2022〕90 号），对广东2023年市场交易规模、市场主体准入标准、市场交易模式、年度交易安排及要求、月度及多日交易安排等方面做出了安排。

其中，《通知》明确，对于发电侧市场主体，适时推动储能等新兴市场主体试点参与电能量市场交易。

以下为通知要点：

一、市场交易规模

2023年广东电力市场规模约为5500亿千瓦时，包括直接参与市场交易电量和电网企业代理购电电量。

二、市场主体准入标准

用户侧市场主体：

1.市场购电用户。10kV及以上工商业用户原则上直接参与市场交易，暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代理购电。鼓励其他工商业用户在具备条件的情况下直接参与市场交易，未直接参与市场交易的由电网企业代理购电。

2.电网代购用户。对未从市场直接购电的工商业用户，统一由电网企业代理购电。

发电侧市场主体：

发电侧市场主体包括两类：一类是直接参与市场交易的电源（简称“市场交易电源”，下同）；另一类是电网企业代理购电的市场电源（简称“市场代购电源”，下同），作为市场价格接受者，不直接参与市场交易。

省内燃煤电厂上网电量（含自备电厂上网电量）全部进入市场。

省内燃煤电厂上网电量（含自备电厂上网电量）全部进入市场。其中，中调及以上燃煤电厂（含“点对网”送电的鲤鱼江、桥口电厂）全部机组须作为市场交易电源；地调燃煤电厂可选择作为市场交易电源或作为市场代购电源，一经选择作为市场交易电源后，不允许改为市场代购电源；省内燃煤自备电厂上网电量进入市场，仅作为市场代购电源。

省内燃气电厂中，中调及以上燃气电厂上网电量均进入市场，全部机组须作为市场交易电源；地调燃气电厂可选择是否进入市场，一经进入后不允许退出，其中选择进入市场的燃气电厂可选择作为市场交易电源或作为市场代购电源，一经选择作为市场交易电源后，不允许改为市场代购电源。

岭澳核电和阳江核电全部机组进入市场，直接参与市场交易。

有序推动 220kV 及以上电压等级的中调调管风电场站、光伏电站参与现货市场交易，适时参与中长期市场交易；参与绿电交易的发电企业准入条件按《广东省可再生能源交易规则（试行）》（广东交易〔2022〕61号）执行。

适时推动储能等新兴市场主体试点参与电能量市场交易。

长期不具备发电能力的电厂不进入市场。

三、参与市场交易要求

1.进入市场的燃煤、燃气电厂不再安排基数电量。

2.已参与市场交易的用户，在无正当理由的情况下改为电网公司代理购电，其价格按电网企业代理购电价格的1.5倍执行。

四、市场交易模式

批发市场方面。市场主体按照绝对价格模式签订批发市场合同，中长期交易、现货交易形成电能量绝对价格交易结果，并继续应用机组变动成本补偿。

零售市场方面。市场主体按照绝对价格模式签订零售合同，同时继续应用用户侧峰谷平衡机制，加强与分时电价政策的衔接，引导用户削峰填谷。

五、年度交易方面

交易规模：

2023年，可从市场直接购电的用户电量规模约4900亿千瓦时，按照目前用户侧市场注册情况，安排年度交易规模上限3000亿千瓦时，成交电量达到3000亿千瓦时结束年度交易。

交易价格：

按照“基准价+上下浮动”的原则，对每份年度合同成交均价设置上下限，其中基准价为0.463元/千瓦时，成交均价上限暂定为0.554元/千瓦时，下限暂定为 0.372 元/千瓦时。

六、零售交易安排

1）零售交易模式：按照“固定价格+联动价格+浮动费用”的模式，开展零售合同签订。

具体包括：

固定价格。上限为 0.554 元/千瓦时，下限为 0.372 元/千瓦时。

联动价格。零售合同中应不少于10%实际用电量比例的部分采用市场价格联动方式，联动价格包括月度交易综合价、月度集中竞争交易综合价、日前市场月度综合价、月度及现货偏差电量加权平均价，以上价格均包含批发市场分摊费用。其中，联动日前市场月度综合价或月度及现货偏差电量加权平均价的比例不得大于20%，且不能同时联动。

浮动费用。为可选项，售电公司和零售用户可在零售合同约定对全电量收取浮动费用，上限为0.02元/千瓦时，下限为0元/千瓦时。

2）零售用户到户电费：零售用户到户电费由零售合同电费、输配电费、政府性基金及附加、辅助服务费用、其他分摊费用、尖峰加价电费等组成。

七、一次能源价格传导机制

当综合煤价或天然气到厂价高于一定值时，煤机或气机平均发电成本（扣减变动成本补偿后）超过允许上浮部分，按照一定比例对年度或月度等电量进行补偿，相关费用由全部工商业用户分摊。

八、核电参与市场化交易

2023年，安排岭澳、阳江核电年度市场化电量约195亿千瓦时，其中中长期电量应不低于90%。

九、市场化需求响应交易

进一步加快建立完善日内小时级、分钟级交易等品种，力争在市场购电用户和电网代购用户资源中培育形成年度最大用电负荷5%左右的稳定调节能力。

十、新能源参与市场交易

有序推动220kV及以上电压等级的新能源参与现货市场，持续开展可再生能源绿电交易。

十一、跨省跨区送电参与市场交易

积极推动西电市场化进程，支持省外电源参与广东电力市场交易，与广东省用户侧主体开展“点对点”交易，做好西电送电计划的放开、广东送电国网等与省内市场有效衔接。