11月21日，廣東省能源局、國家能源局南方監(jiān)管局聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于2024年電力市場交易有關(guān)事項的通知》，對于廣東省2024年電力交易重要事項做了明確指示，該通知指出，2024年廣東省電力市場交易將按照“集中管理、統(tǒng)一結(jié)算、公開透明”的原則進行，并且將進一步加強對市場主體的管理和監(jiān)管。
同時，通知還對廣東省2024年電力交易的一些重要事項做了明確指示。例如，市場主體將需要按照規(guī)定提交真實、準(zhǔn)確、完整的交易信息，并且需要遵守市場規(guī)則和監(jiān)管要求。
此外，通知還規(guī)定了市場主體的責(zé)任和義務(wù)，并要求市場主體必須遵守市場規(guī)則和監(jiān)管要求。 此外，通知還強調(diào)了電力市場交易的穩(wěn)定性和安全性。為了保證電力市場的穩(wěn)定運行，通知要求市場主體必須采取必要的措施來確保電力系統(tǒng)的穩(wěn)定和安全。
同時，為了保障電力市場的公平性和公正性，通知還要求市場主體必須遵守市場規(guī)則和監(jiān)管要求，并接受監(jiān)管機構(gòu)的監(jiān)督和管理。
要點如下：
1.市場規(guī)模：2024年廣東電力市場規(guī)模約為6000億千瓦時，包括直接參與市場交易電量和電網(wǎng)企業(yè)代理購電電量。
2.用戶市場主體：10kV及以上電壓等級用戶可以直接參與市場，其中年用電量500萬千瓦時及以上的工商業(yè)用戶原則上直接參與市場交易，未及時與售電公司簽訂2024年零售合同或參與批發(fā)市場交易的，視同市場購電用戶，按照電力市場保底售電有關(guān)規(guī)定，通過保底售電公司購電，執(zhí)行保底零售價格，并承擔(dān)市場分攤費用。
3.核電參與市場化交易安排：2024 年，安排嶺澳、陽江核電年度市場化電量約 195 億千瓦時。核電機組與售電公司可通過年度、月度各交易品種形成中長期合約電量、價格及曲線。對核電機組的年度、月度中長期交易電量，按照對應(yīng)交易品種成交均價與市場參考價之差(負值置零)的 85%從核電機組進行回收，后續(xù)視市場運行情況進行調(diào)整。
4.年度交易規(guī)模：2024 年，按照目前用戶側(cè)市場注冊情況，并考慮年用電量 500 萬千瓦時及以上的電網(wǎng)代購用戶直接參與市場，安排年度交易規(guī)模上限 3200 億千瓦時，成交電量達到 3200 億千瓦時結(jié)束年度交易。交易價格：按照“基準(zhǔn)價+上下浮動”的原則，根據(jù)燃煤基準(zhǔn)價0.453元/千瓦時上下浮動20%形成年度交易成交均價上下限。2024年，市場參考價為 0.463 元/千瓦時，年度交易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。(基準(zhǔn)價維持不變)
5.零售交易模式：繼續(xù)維持2023年“固定價格+聯(lián)動價格+浮動費用”的模式。固定價格。上限為 0.554 元/千瓦時，下限為 0.372 元/千瓦時(維持不變)。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 0.015 元/千瓦時，下限為 0 元/千瓦時。
6.批發(fā)零售匹配：售電公司于 2023 年底簽訂的年度交易電量與零售合同固定價格電量應(yīng)合理匹配，對超過合理偏差范圍的電量按照一定標(biāo)準(zhǔn)征收額外履約擔(dān)保，具體按照最新的履約風(fēng)險管理實施細則執(zhí)行。視市場運行情況，建立超出較大范圍的偏差電量考核機制。
7.容量電價：根據(jù)《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》(發(fā)改價格〔2023〕1501號)等文件精神，建立我省容量電價機制，有關(guān)發(fā)電機組獲得容量電費，工商業(yè)用戶分攤?cè)萘侩娰M，具體方案由省發(fā)展改革委另行通知。
8.新能源參與現(xiàn)貨市場交易：按照《廣東新能源試點參與電力現(xiàn)貨市場交易方案》等有關(guān)要求，自 2024 年 1 月起，省內(nèi) 220kV 及以上電壓等級的中調(diào)調(diào)管風(fēng)電場站、光伏電站全部參與現(xiàn)貨交易。根據(jù)廣東省可再生能源交易最新規(guī)則，進入現(xiàn)貨市場的新能源可同時參與綠電交易。視市場運行情況，研究開展可再生發(fā)電主體超額收益測算與回收。
9.獨立儲能準(zhǔn)入條件：按《廣東省獨立儲能參與電能量市場交易細則(試行)》(廣東交易〔2023〕177 號)執(zhí)行。推動抽水蓄能等主體試點參與現(xiàn)貨市場交易。
10.開展現(xiàn)貨市場雙邊報量報價試點交易。起步階段，允許批發(fā)用戶、具備條件的零售用戶(通過具備條件的售電公司參與)自愿選擇報量報價參與日前電能量市場出清，其余市場用戶維持現(xiàn)行的報量不報價(作為日前電能量市場結(jié)算依據(jù))方式不變。日前電能量市場維持一次出清方式，安全約束機組組合(SCUC)按照調(diào)度機構(gòu)預(yù)測的統(tǒng)調(diào)負荷進行出清，維持現(xiàn)行機制不變;日前電能量市場安全約束經(jīng)濟調(diào)度(SCED)在現(xiàn)行機制基礎(chǔ)上將用戶側(cè)報量報價信息納入計算。具體細則另行通知。
11.做好南方區(qū)域市場與廣東電力市場的有效銜接。保持廣東現(xiàn)貨市場穩(wěn)定和相對獨立，完善區(qū)域市場結(jié)算試運行期間跨省送電偏差電量處理和跨省不平衡資金省內(nèi)疏導(dǎo)機制，推動與區(qū)域市場的協(xié)同有序運行。
12.售電公司于 2023 年底簽訂的年度交易電量與零售合同固定價格電量應(yīng)合理匹配。對超過合理偏差范圍的電量按照一定標(biāo)準(zhǔn)征收額外履約擔(dān)保，具體按照最新的履約風(fēng)險管理實施細則執(zhí)行。視市場運行情況，建立超出較大范圍的偏差電量考核機制。
13.一次能源價格傳導(dǎo)機制：根據(jù)國家最新政策規(guī)定，當(dāng)一次能源價格波動超出一定范圍時，視市場運行情況啟動一次能源價格傳導(dǎo)機制。當(dāng)綜合煤價或天然氣到廠價高于或低于一定值時，煤機或氣機平均發(fā)電成本(扣減變動成本補償后)超過或低于允許上下浮部分，按照一定比例對電量進行補償或回收，相關(guān)費用由全部工商業(yè)用戶分攤或分享。具體方案另行制定。
14.可再生能源綠電交易：貫徹落實《國家發(fā)展改革委 財政部 國家能源局關(guān)于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知》(發(fā)改能源[2023]1044號)等有關(guān)精神，按照廣東省可再生能源交易最新規(guī)則開展綠電交易，具體安排另行通知。
15.跨省跨區(qū)送受電：積極推動西電市場化進程，推動跨省跨區(qū)發(fā)用電計劃逐步放開。建立跨省互送電量分配機制，作為送端省時，由電網(wǎng)企業(yè)采用掛牌交易形式向直接參與市場交易的燃煤、燃氣機組進行采購，成交不足部分按剩余空間分配至機組，將市場化采購電量作為跨省外送電量成分;作為受端省時，跨省受入電量作為電網(wǎng)代購用戶、優(yōu)先購電用戶以及線損電量的采購電源。明確省間經(jīng)濟考核費用使用方式，按照省間優(yōu)先發(fā)電計劃責(zé)任機制產(chǎn)生的省間經(jīng)濟考核費用納入省間送電降價資金，按并軌不平衡資金分攤結(jié)算處理。
16.市場與計劃銜接機制：做好市場與計劃的并軌運行，進一步完善優(yōu)先購電計劃、代理購電機制與電力市場建設(shè)的有效銜接，適時推動優(yōu)先購電、代理購電分時現(xiàn)貨偏差結(jié)算，推動優(yōu)先發(fā)電(含省間送電)承擔(dān)交易計劃偏差責(zé)任，保障市場平穩(wěn)有序運行。
