近日，廣東省能源局、南方能監局聯合發布《關于2023年電力市場交易有關事項的通知》，首提“一次能源價格傳導機制”和“售電公司收取浮動費用”等內容。業內專家表示，當前的傳導機制可以在一定程度上疏導火電企業的成本壓力，但其實目前，前端購買煤炭的渠道很多時候價格是高于發改委指導價格的。要想真正緩解火電企業的壓力，從虧損轉為正向盈利，還是需要煤價整體降下來，但從目前的情況來看比較困難。

政策重點

一、用戶側準入標準

1.  市場購電用戶。10kV及以上工商業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企業代理購電。鼓勵其他工商業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企業代理購電。

2.  電網代購用戶。對未從市場直接購電的工商業用戶，統一由電網企業代理購電。

二、零售側市場交易相關要求

1. 市場交易模式：零售市場方面，市場主體按照絕對價格模式簽訂零售合同，同時繼續應用用戶側峰谷平衡機制， 加強與分時電價政策的銜接，引導用戶削峰填谷。

2. 零售交易模式：按照“固定價格+聯動價格+浮動費用”的模式， 開展零售合同簽訂。

3. 電費構成：零售用戶電費由零售合同電費、 輸配電費、 政府性基金及附加、 輔助服務費用、 其他分攤費用、 尖峰加價電費等組成。

4. 零售交易要求：對峰谷價格提出要求；零售合同簽訂周期靈活；零售合同模式可根據用戶用電習性等情況靈活簽訂等。

解 讀

政策變化要點

1. 2023年度交易規模3000億千瓦時，較2022年下降150 億千瓦時。

2. 新能源機組參與現貨交易。有序推動 220kV 及以上電壓等級的中調調管風電、光伏參與現貨交易。

3. 建立中長期分時交易機制，交易品種有調整。

年度層面，新增年度集中競爭交易，交易標的為分月、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 個交易標的（全月電量）改為采用分時段交易方式開展。

多日層面，新增多日分時段集中競爭交易。

4.  按“固定價格+聯動價格+浮動費用”模式簽訂零售合同。其中浮動費用用以疏導批發電能量電費以外的購電成本和其他費用，浮動費用價格最高 2 分/千瓦時。

5. 聯動價格減少至四種。聯動價格包括月度交易綜合價、月度集中競爭交易綜合價、日前市場月度綜合價、月度及現 貨偏差電量加權平均價，聯動價格含批發市場分攤費用。聯動日前市場月度綜合價或月度及現貨偏差電量加權平均價 的比例不得大于 20%，且不能同時聯動。

6. 市場與計劃銜接機制未明確，具體方案另行制定。

7.  建立核電中長期收益回收機制。核電中長期交易電量， 按照中長期批發側市場均價（年度、月度均價）并綜合考慮市場運行風險等情況確定參考均價，與 0.463 元/千瓦時之差的一定比例進行回收（負值置零）。