近日，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(xiàng)的通知》，首提“一次能源價(jià)格傳導(dǎo)機(jī)制”和“售電公司收取浮動(dòng)費(fèi)用”等內(nèi)容。業(yè)內(nèi)*表示，當(dāng)前的傳導(dǎo)機(jī)制可以在一定程度上疏導(dǎo)火電企業(yè)的成本壓力，但其實(shí)目前，前端購買煤炭的渠道很多時(shí)候價(jià)格是高于發(fā)改委指導(dǎo)價(jià)格的。要想真正緩解火電企業(yè)的壓力，從虧損轉(zhuǎn)為正向盈利，還是需要煤價(jià)整體降下來，但從目前的情況來看比較困難。

政策重點(diǎn)

一、用戶側(cè)準(zhǔn)入標(biāo)準(zhǔn)

1.? 市場購電用戶。10kV及以上工商業(yè)用戶原則上直接參與市場交易，暫無法直接參與市場交易的可由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。鼓勵(lì)其他工商業(yè)用戶在具備條件的情況下直接參與市場交易，未直接參與市場交易的由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。

2.? 電網(wǎng)代購用戶。對(duì)未從市場直接購電的工商業(yè)用戶，統(tǒng)一由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。

二、零售側(cè)市場交易相關(guān)要求

1. 市場交易模式：零售市場方面，市場主體按照絕對(duì)價(jià)格模式簽訂零售合同，同時(shí)繼續(xù)應(yīng)用用戶側(cè)峰谷平衡機(jī)制， 加強(qiáng)與分時(shí)電價(jià)政策的銜接，引導(dǎo)用戶削峰填谷。

2. 零售交易模式：按照“固定價(jià)格+聯(lián)動(dòng)價(jià)格+浮動(dòng)費(fèi)用”的模式， 開展零售合同簽訂。

3. 電費(fèi)構(gòu)成：零售用戶電費(fèi)由零售合同電費(fèi)、 輸配電費(fèi)、 政府性基金及附加、 輔助服務(wù)費(fèi)用、 其他分?jǐn)傎M(fèi)用、 尖峰加價(jià)電費(fèi)等組成。

4. 零售交易要求：對(duì)峰谷價(jià)格提出要求；零售合同簽訂周期靈活；零售合同模式可根據(jù)用戶用電習(xí)性等情況靈活簽訂等。

解 讀

政策變化要點(diǎn)

1. 2023年度交易規(guī)模3000億千瓦時(shí)，較2022年下降150 億千瓦時(shí)。

2. 新能源機(jī)組參與現(xiàn)貨交易。有序推動(dòng) 220kV 及以上電壓等級(jí)的中調(diào)調(diào)管風(fēng)電、光伏參與現(xiàn)貨交易。

3. 建立中長期分時(shí)交易機(jī)制，交易品種有調(diào)整。

年度層面，新增年度集中競爭交易，交易標(biāo)的為分月、分峰平谷的方式組織開展。

月度層面，月度集中競爭交易由原來的 1 個(gè)交易標(biāo)的（全月電量）改為采用分時(shí)段交易方式開展。

多日層面，新增多日分時(shí)段集中競爭交易。

4.? 按“固定價(jià)格+聯(lián)動(dòng)價(jià)格+浮動(dòng)費(fèi)用”模式簽訂零售合同。其中浮動(dòng)費(fèi)用用以疏導(dǎo)批發(fā)電能量電費(fèi)以外的購電成本和其他費(fèi)用，浮動(dòng)費(fèi)用價(jià)格*高 2 分/千瓦時(shí)。

5. 聯(lián)動(dòng)價(jià)格減少至四種。聯(lián)動(dòng)價(jià)格包括月度交易綜合價(jià)、月度集中競爭交易綜合價(jià)、日前市場月度綜合價(jià)、月度及現(xiàn) 貨偏差電量加權(quán)平均價(jià)，聯(lián)動(dòng)價(jià)格含批發(fā)市場分?jǐn)傎M(fèi)用。聯(lián)動(dòng)日前市場月度綜合價(jià)或月度及現(xiàn)貨偏差電量加權(quán)平均價(jià) 的比例不得大于 20%，且不能同時(shí)聯(lián)動(dòng)。

6. 市場與計(jì)劃銜接機(jī)制未明確，具體方案另行制定。

7.? 建立核電中長期收益回收機(jī)制。核電中長期交易電量， 按照中長期批發(fā)側(cè)市場均價(jià)（年度、月度均價(jià)）并綜合考慮市場運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)等情況確定參考均價(jià)，與 0.463 元/千瓦時(shí)之差的一定比例進(jìn)行回收（負(fù)值置零）。

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