行業(yè)政策?|?分布式新能源暫不強(qiáng)制入市!廣東發(fā)布2025年電力市場交易規(guī)則
11月21日,廣東省能源局、國家能源局南方監(jiān)管局發(fā)布《關(guān)于2025年電力市場交易有關(guān)事項的通知》。
通知指出,落實(shí)國家關(guān)于有序推動全部工商業(yè)用戶進(jìn)入電力市場的要求,2025年廣東電力市場規(guī)模約為6500億千瓦時,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。
通知還指出,220kV及以上電壓等級的中調(diào)調(diào)管風(fēng)電場站、光伏電站全部作為市場交易電源,參與中長期、現(xiàn)貨和綠電交易,原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的70%安排基數(shù)電量。有序推動滿足技術(shù)條件(具備接收并執(zhí)行電力調(diào)度機(jī)構(gòu)的有功功率控制指令和發(fā)電計劃曲線等)的110kV電壓等級集中式風(fēng)電場站、光伏電站參與現(xiàn)貨,原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的90%安排基數(shù)電量;要加快技術(shù)改造,2025年底前實(shí)現(xiàn)全部110kV電壓等級的集中式風(fēng)電場站、光伏電站參與市場交易。對于2025年1月1日起新增并網(wǎng)的110kV及以上電壓等級集中式光伏,原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的50%安排基數(shù)電量。鼓勵分布式新能源以聚合虛擬電廠方式參與現(xiàn)貨電能量交易和綠電交易。
中長期市場交易:
2025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,安排發(fā)電側(cè)年度交易規(guī)模上限3800億千瓦時;若新增市場購電用戶超預(yù)期增長,則適當(dāng)增加年度交易規(guī)模。在2024年底組織2025年年度交易,其中單一售電公司零售用戶歷史電量占年度交易規(guī)模上限的比例不應(yīng)超過20%。
交易品種:年度交易包括雙邊協(xié)商交易、掛牌交易、集中競爭交易等交易品種,不同交易品種多輪次交替開展。在2024年底組織的年度交易結(jié)束后若仍有剩余電量,經(jīng)營主體可在2025年內(nèi)參與多月中長期交易。
交易方式:按照“絕對價格+曲線”的模式組織簽訂含分時價格的年度合同,其中,年度集中競爭交易分月、分峰平谷組織開展,月分日比例按市場購電用戶負(fù)荷典型參考曲線設(shè)置,日分時比例按峰、平、谷各時段小時均分設(shè)置。
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。2025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。
零售交易
電能量交易模式,按照“固定價格+聯(lián)動價格+浮動費(fèi)用”的模式,開展零售合同簽訂,具體包括:
固定價格。上限為0.554元/千瓦時,下限為0.372元/千瓦時。
聯(lián)動價格。零售合同中應(yīng)不少于10%、不多于30%實(shí)際用電量比例的部分采用市場價格聯(lián)動方式,聯(lián)動價格分為聯(lián)動月度價格和現(xiàn)貨價格,其中聯(lián)動月度價格可選擇月度交易綜合價或月度集中交易綜合價;聯(lián)動現(xiàn)貨價格為日前市場月度綜合價,聯(lián)動電量比例不大于20%。以上聯(lián)動價格均包含批發(fā)市場分?jǐn)傎M(fèi)用。
浮動費(fèi)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(fèi)用,上限為0.015元/千瓦時,下限為0元/千瓦時。
綠電交易模式,按照“固定價格+聯(lián)動價格+偏差費(fèi)用”的模式,開展綠電零售合同簽訂,具體包括:
固定價格。上限為0.05元/千瓦時,下限為0元/千瓦時。
聯(lián)動價格。聯(lián)動價格為綠電批發(fā)市場綠證(綠色環(huán)境價值)月度均價。
偏差費(fèi)用。偏差費(fèi)用按照綠證(綠色環(huán)境價值)偏差電量與偏差價格計算。
上述模式中,固定價格電量與聯(lián)動價格電量之和不得大于電力用戶當(dāng)月實(shí)際用電量的1.2倍。售電公司與電力用戶可在合同中對偏差電量約定考核費(fèi)用,考核系數(shù)上限為0.2,下限為0。
新能源參與市場化交易:
根據(jù)廣東電力市場配套實(shí)施細(xì)則等有關(guān)規(guī)定,110kV及以上電壓等級的新能源按“基數(shù)電量+市場電量”方式參與市場,新能源實(shí)際上網(wǎng)電量與基數(shù)電量、中長期電量之差按照現(xiàn)貨節(jié)點(diǎn)電價進(jìn)行偏差結(jié)算。
其中220kV及以上電壓等級新能源場站,中長期電量(含綠電電能量中長期)不足當(dāng)日實(shí)際上網(wǎng)電量的90%部分,與當(dāng)日實(shí)際上網(wǎng)電量的70%取小后,視為基數(shù)電量;
110kV電壓等級新能源場站,中長期電量(含綠電電能量中長期)不足當(dāng)日實(shí)際上網(wǎng)電量的90%部分,視為基數(shù)電量;
2025年1月1日起新建并網(wǎng)的110kV及以上電壓等級的集中式光伏,中長期電量(含綠電電能量中長期)不足當(dāng)日實(shí)際上網(wǎng)電量的90%部分,與當(dāng)日實(shí)際上網(wǎng)電量的50%取小后,視為基數(shù)電量;基數(shù)電量按實(shí)際上網(wǎng)電量曲線分解到小時,以批復(fù)上網(wǎng)電價結(jié)算。
對新能源場站中長期電量不足實(shí)際市場電量扣減10%實(shí)際上網(wǎng)電量部分實(shí)施中長期交易偏差考核,考核系數(shù)取1.0。
來源:廣東省能源局
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