山东明年，取消峰谷电价，分布式分摊市场费用配置储能

　　日前山东省能源局发布《关于征求2023年全省电力市场交易有关工作意见的通知》。通知指出，2023年市场交易规模约4000亿千瓦时， 包括直接参与市场交易电量和电网企业代理购电电量。调整完善电网企业代理购电用户 电价结构，其输配电价执行与直接交易用户相同的电价政策，不再执行峰谷分时电价。
　　文件要点如下：
　　1、有序推动分布式新能源参与市场费用分摊；支持新能源与配建储能联合体参与电力市场。
　　2、工商业用户全部参与电力市场，暂未直接参与市场的用户由电网企业代理购电。已直接参与市场交易、2023年改为电网企业代理购电的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行；已直接参与市场交易，未作为批发用户参与市场，也未与售电公司签订零售合同的，视为改为电网企业代理购电用户。推动虚拟电厂等可调节负荷资源参与电力市场。
　　3、合理调整售电公司履约保函（保险）收取标准 ，以前12个月月均结算电量，2023年暂按0.05元/千瓦时收取，缴纳额度不足200万元的，按200万元收取。
　　4、售电公司、批发用户全年中长期合约电量原则上不低于实际用电量的80%。
　　5、售电公司应结合现货市场价格信号，制定多样性的分时零售套餐。
　　6、在全体工商业用户中试行基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方 式。
　　7、参考现货电能量市场分时电价信号，结合容量补偿电价收取方式，试行零售套餐分时价格约束机制。
　　8、2023年，银东直流跨省区直接交易不再设置市场用户准入门槛 。
　　9、调整完善电网企业代理购电用户 电价结构，其输配电价执行与直接交易用户相同的电价政策，不再执行峰谷分时电价。
　　详情如下：
　　01
　　市场主体
　　发电企业： 符合市场准入条件的燃煤发电机组全部参与电力市场。鼓励新能源能源场站高比例参与电力市场，推动开展绿色电力交易和绿证交易，充分体现新能源环境属性价值；按照＂谁受益、谁承担＂的原则，有序推动分布式新能源参与市场费用分摊；支持新能源与配建储能联合体参与电力市场 。推动地方燃煤电厂、生物质发电实施分时计量改造，具备条件后自主申报参与电力市场。燃煤发电机组、新能源、独立服务提供者等按照山东省电力市场交易规则参与电力市场交易。
　　新能源场站市场化交易部分不计入全生命周期保障收购小时数，签订市场交易合同的新能源场站在电网调峰困难时段优先消纳。参与中长期交易的集中式新能源场站（不含扶贫光伏）全电量或50%电量参与市场；未参与中长期交易的集中式新能源场站（不含扶贫光伏），10%的预计当期电量参与现货市场。集中式新能源场站自某月起参与中长期交易后，年内不得退出。对由于报价原因未中标电量不纳入新能源弃电量统计。
　　电力用户： 工商业用户全部参与电力市场，暂未直接参与市场的用户由电网企业代理购电。已直接参与市场交易、2023年改为电网企业代理购电的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行；已直接参与市场交易，未作为批发用户参与市场，也未与售电公司签订零售合同的，视为改为电网企业代理购电用户 。推动虚拟电厂等可调节负荷资源参与电力市场。
　　售电公司： 参加2023年电力市场交易的售电公司，须在电力交易机构注册生效、具备交易资格，并按要求在交易平台披露年度信息，未披露年度信息前不得参与电力市场交易 。为进一步激发市场活力，合理调整履约保函（保险）收取标准，以前12个月月均结算电量，2023年暂按0.05元/千瓦时收取，缴纳额度不足200万元的，按200万元收取。
　　02
　　省内市场化交易
　　政府授权合约： 未参与电力市场交易的＂三余＂发电、生物质发电、小水电、核电、分布式新能源和部分省外来电等电量，按价格由低到高优先匹配居民、农业等保障性电量。结合国家关于可再生能源消纳责任权重有关要求，将匹配保障性电量之余的优先发电量打包作为政府授权中长期合同，由全体工商业用户（含电网企业代理购电用户）认购，认购方式按照交易公告执行。
　　中长期交易： 充分发挥电力中长期合约＂压舱石＂作用，售电公司、批发用户全年中长期合约电量原则上不低于实际用电量的80%。 年度交易合约电量为购电方扣除政府授权中长期合同电量、跨省区交易电量后的市场电量，按照先集中竞价，后双边协商的方式组织，鼓励高比例签订年度中长期合约。年度双边合约曲线、价格经购售双方协商一致后，可按月调整。
　　参与中长期交易的发电机组，应参照现货市场价格信号，提供多样性中长期合约曲线，与售电公司和批发用户签订具有分时价格的中长期交易合同，全年中长期交易加权平均价格严格执行发改价格〔2021〕1439号文件，基准价上下浮动范围不超过20%（315.9-473.9元/兆瓦时，含容量补偿电价），高耗能企业用户中长期交易电价不受上浮20%的限制。鼓励结合电力供需平衡情况，分季节分月度签订不同价格的中长期合约。
　　零售交易： 完善零售市场价格形成机制，推动零售市场形成分时价格，充分体现电力市场供需关系。售电公司应结合现货市场价格信号，制定多样性的分时零售套餐 。除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外，其余电力用户均需签订包含分时价格的零售套餐。
　　根据山东电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考现货电能量市场分时电价信号，在全体工商业用户中试行基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式 ，引导电力用户削峰填谷、错峰用电。在新能源发电高峰期、发电能力充裕的时段，容量补偿电价按照基准价（99.1元/兆瓦时，下同）乘以谷系数K1（K1取值0-50%）收取；在发电能力紧张的时段，容量补偿电价按照基准价乘以峰系数K2（K2取值150%-200%）收取；根据系统需要，设置深谷、尖峰系数。其他时段容量补偿电价维持基准价不变。保持容量补偿费用总体水平基本稳定，按月清算容量补偿费用收取情况，超额或差额费用由全体工商业用户按当月用电量比例分享或分摊。
　　零售合同分为分时价格类、市场费率类、混合类，可以月度、季度或年度为周期签订。售电公司与零售用户双方协商一致后，可按月更换零售合同（套餐）。售电公司应统筹考虑零售用户的用电特性制定差异化零售套餐，约定用电曲线及相应的偏差处理机制，引导用户削峰填谷。完善场外零售合同、场内零售套餐约束机制。前12个月月均用电量超过50万千瓦时的用户，允许签订场外零售合同。参考现货电能量市场分时电价信号，结合容量补偿电价收取方式，试行零售套餐分时价格约束机制。
　　03
　　跨省区交易
　　2023年，银东直流跨省区直接交易不再设置市场用户准入门槛 ，各售电公司、批发用户均可参与银东直流双边协商、集中竞价交易，其中售电公司应在零售套餐内设置跨省区交易盈亏分成比例。
　　04
　　电网企业代购电
　　2023年，电网企业继续通过年度、月度、月内集中竞价参与电力市场，代理购电量扣除政府授权合约后，以报量不报价的方式参与市场出清。调整完善电网企业代理购电用户电价结构，其输配电价执行与直接交易用户相同的电价政策，不再执行峰谷分时电价。 推动建立更加符合市场供需关系的分时电价政策，分季节确定电网企业代理购电峰平谷时段、时长和峰平谷比例系数，执行现行峰谷分时电价政策的高压代理购电用户执行季节分时电价政策。电网企业应加快推进计量表计改造，加速推进电网企业代理购电用户分时计量、结算。