11月21日，廣東省能源局、國家能源局南方監管局聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于2024年電力市場(chǎng)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(chǎng)交易將按照“集中管理、統一結算、公開(kāi)透明”的原則進(jìn)行，并且將進(jìn)一步加強對市場(chǎng)主體的管理和監管。
同時(shí)，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(chǎng)主體將需要按照規定提交真實(shí)、準確、完整的交易信息，并且需要遵守市場(chǎng)規則和監管要求。
此外，通知還規定了市場(chǎng)主體的責任和義務(wù)，并要求市場(chǎng)主體必須遵守市場(chǎng)規則和監管要求。 此外，通知還強調了電力市場(chǎng)交易的穩定性和安全性。為了保證電力市場(chǎng)的穩定運行，通知要求市場(chǎng)主體必須采取必要的措施來(lái)確保電力系統的穩定和安全。
同時(shí)，為了保障電力市場(chǎng)的公平性和公正性，通知還要求市場(chǎng)主體必須遵守市場(chǎng)規則和監管要求，并接受監管機構的監督和管理。
要點(diǎn)如下：
1.市場(chǎng)規模：2024年廣東電力市場(chǎng)規模約為6000億千瓦時(shí)，包括直接參與市場(chǎng)交易電量和電網(wǎng)企業(yè)代理購電電量。
2.用戶(hù)市場(chǎng)主體：10kV及以上電壓等級用戶(hù)可以直接參與市場(chǎng)，其中年用電量500萬(wàn)千瓦時(shí)及以上的工商業(yè)用戶(hù)原則上直接參與市場(chǎng)交易，未及時(shí)與售電公司簽訂2024年零售合同或參與批發(fā)市場(chǎng)交易的，視同市場(chǎng)購電用戶(hù)，按照電力市場(chǎng)保底售電有關(guān)規定，通過(guò)保底售電公司購電，執行保底零售價(jià)格，并承擔市場(chǎng)分攤費用。
3.核電參與市場(chǎng)化交易安排：2024 年，安排嶺澳、陽(yáng)江核電年度市場(chǎng)化電量約 195 億千瓦時(shí)。核電機組與售電公司可通過(guò)年度、月度各交易品種形成中長(cháng)期合約電量、價(jià)格及曲線(xiàn)。對核電機組的年度、月度中長(cháng)期交易電量，按照對應交易品種成交均價(jià)與市場(chǎng)參考價(jià)之差(負值置零)的 85%從核電機組進(jìn)行回收，后續視市場(chǎng)運行情況進(jìn)行調整。
4.年度交易規模：2024 年，按照目前用戶(hù)側市場(chǎng)注冊情況，并考慮年用電量 500 萬(wàn)千瓦時(shí)及以上的電網(wǎng)代購用戶(hù)直接參與市場(chǎng)，安排年度交易規模上限 3200 億千瓦時(shí)，成交電量達到 3200 億千瓦時(shí)結束年度交易。交易價(jià)格：按照“基準價(jià)+上下浮動(dòng)”的原則，根據燃煤基準價(jià)0.453元/千瓦時(shí)上下浮動(dòng)20%形成年度交易成交均價(jià)上下限。2024年，市場(chǎng)參考價(jià)為 0.463 元/千瓦時(shí)，年度交易成交均價(jià)上限暫定為 0.554 元/千瓦時(shí)，下限暫定為 0.372 元/千瓦時(shí)。(基準價(jià)維持不變)
5.零售交易模式：繼續維持2023年“固定價(jià)格+聯(lián)動(dòng)價(jià)格+浮動(dòng)費用”的模式。固定價(jià)格。上限為 0.554 元/千瓦時(shí)，下限為 0.372 元/千瓦時(shí)(維持不變)。浮動(dòng)費用為可選項，售電公司和零售用戶(hù)可在零售合同約定對全電量收取浮動(dòng)費用，上限為 0.015 元/千瓦時(shí)，下限為 0 元/千瓦時(shí)。
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(jià)格電量應合理匹配，對超過(guò)合理偏差范圍的電量按照一定標準征收額外履約擔保，具體按照最新的履約風(fēng)險管理實(shí)施細則執行。視市場(chǎng)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(jià)：根據《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機制的通知》(發(fā)改價(jià)格〔2023〕1501號)等文件精神，建立我省容量電價(jià)機制，有關(guān)發(fā)電機組獲得容量電費，工商業(yè)用戶(hù)分攤容量電費，具體方案由省發(fā)展改革委另行通知。
8.新能源參與現貨市場(chǎng)交易：按照《廣東新能源試點(diǎn)參與電力現貨市場(chǎng)交易方案》等有關(guān)要求，自 2024 年 1 月起，省內 220kV 及以上電壓等級的中調調管風(fēng)電場(chǎng)站、光伏電站全部參與現貨交易。根據廣東省可再生能源交易最新規則，進(jìn)入現貨市場(chǎng)的新能源可同時(shí)參與綠電交易。視市場(chǎng)運行情況，研究開(kāi)展可再生發(fā)電主體超額收益測算與回收。
9.獨立儲能準入條件：按《廣東省獨立儲能參與電能量市場(chǎng)交易細則(試行)》(廣東交易〔2023〕177 號)執行。推動(dòng)抽水蓄能等主體試點(diǎn)參與現貨市場(chǎng)交易。
10.開(kāi)展現貨市場(chǎng)雙邊報量報價(jià)試點(diǎn)交易。起步階段，允許批發(fā)用戶(hù)、具備條件的零售用戶(hù)(通過(guò)具備條件的售電公司參與)自愿選擇報量報價(jià)參與日前電能量市場(chǎng)出清，其余市場(chǎng)用戶(hù)維持現行的報量不報價(jià)(作為日前電能量市場(chǎng)結算依據)方式不變。日前電能量市場(chǎng)維持一次出清方式，安全約束機組組合(SCUC)按照調度機構預測的統調負荷進(jìn)行出清，維持現行機制不變;日前電能量市場(chǎng)安全約束經(jīng)濟調度(SCED)在現行機制基礎上將用戶(hù)側報量報價(jià)信息納入計算。具體細則另行通知。
11.做好南方區域市場(chǎng)與廣東電力市場(chǎng)的有效銜接。保持廣東現貨市場(chǎng)穩定和相對獨立，完善區域市場(chǎng)結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疏導機制，推動(dòng)與區域市場(chǎng)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(jià)格電量應合理匹配。對超過(guò)合理偏差范圍的電量按照一定標準征收額外履約擔保，具體按照最新的履約風(fēng)險管理實(shí)施細則執行。視市場(chǎng)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(jià)格傳導機制：根據國家最新政策規定，當一次能源價(jià)格波動(dòng)超出一定范圍時(shí)，視市場(chǎng)運行情況啟動(dòng)一次能源價(jià)格傳導機制。當綜合煤價(jià)或天然氣到廠(chǎng)價(jià)高于或低于一定值時(shí)，煤機或氣機平均發(fā)電成本(扣減變動(dòng)成本補償后)超過(guò)或低于允許上下浮部分，按照一定比例對電量進(jìn)行補償或回收，相關(guān)費用由全部工商業(yè)用戶(hù)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(shí)《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(shū)全覆蓋工作促進(jìn)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則開(kāi)展綠電交易，具體安排另行通知。
15.跨省跨區送受電：積極推動(dòng)西電市場(chǎng)化進(jìn)程，推動(dòng)跨省跨區發(fā)用電計劃逐步放開(kāi)。建立跨省互送電量分配機制，作為送端省時(shí)，由電網(wǎng)企業(yè)采用掛牌交易形式向直接參與市場(chǎng)交易的燃煤、燃氣機組進(jìn)行采購，成交不足部分按剩余空間分配至機組，將市場(chǎng)化采購電量作為跨省外送電量成分;作為受端省時(shí)，跨省受入電量作為電網(wǎng)代購用戶(hù)、優(yōu)先購電用戶(hù)以及線(xiàn)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)電計劃責任機制產(chǎn)生的省間經(jīng)濟考核費用納入省間送電降價(jià)資金，按并軌不平衡資金分攤結算處理。
16.市場(chǎng)與計劃銜接機制：做好市場(chǎng)與計劃的并軌運行，進(jìn)一步完善優(yōu)先購電計劃、代理購電機制與電力市場(chǎng)建設的有效銜接，適時(shí)推動(dòng)優(yōu)先購電、代理購電分時(shí)現貨偏差結算，推動(dòng)優(yōu)先發(fā)電(含省間送電)承擔交易計劃偏差責任，保障市場(chǎng)平穩有序運行。
