市場(chǎng)規(guī)模：2024年廣東電力市場(chǎng)規(guī)模約為6000億千瓦時(shí)，與2023年5500億千瓦時(shí)的市場(chǎng)規(guī)模相比，增加了500億千瓦時(shí)。
市場(chǎng)主體準(zhǔn)入標(biāo)準(zhǔn)：鼓勵(lì)10kV及以上工商業(yè)用戶(hù)直接參與市場(chǎng)交易，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；
具備條件的10kV以下工商業(yè)用戶(hù)可自主選擇直接參與市場(chǎng)交易。
對(duì)于2023年已經(jīng)參與市場(chǎng)交易的用戶(hù)，以及年用電量滿(mǎn)足500萬(wàn)千瓦時(shí)的10kV及以上工商業(yè)用戶(hù)，2024年均需直接參與市場(chǎng)交易，未及時(shí)與售電公司簽訂2024年零售合同或未參與批發(fā)市場(chǎng)交易的，將通過(guò)保底售電公司購(gòu)電，執(zhí)行保底零售價(jià)格，并承擔(dān)市場(chǎng)分?jǐn)傎M(fèi)用。
市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)可申請(qǐng)改為電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電，無(wú)正當(dāng)理由的情況下改為電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電的，其價(jià)格按電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電價(jià)格的1.5倍執(zhí)行。
在發(fā)電側(cè)經(jīng)營(yíng)主體中提及，220kV及以上電壓等級(jí)的中調(diào)調(diào)管風(fēng)電場(chǎng)站、光伏電站全部作為市場(chǎng)交易電源，參與現(xiàn)貨市場(chǎng)交易，適時(shí)參與中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易(含綠電交易);參加綠電交易的發(fā)電企業(yè)準(zhǔn)入條件按廣東可再生能源交易最新規(guī)則執(zhí)行。
年度交易安排：年度交易規(guī)模上限3200億千瓦時(shí)，成交電量達(dá)到3200億千瓦時(shí)結(jié)束年度交易。
電能量零售交易模式：按照“固定價(jià)格+聯(lián)動(dòng)價(jià)格+浮動(dòng)費(fèi)用”的模式開(kāi)展電能量零售合同簽訂，其中：
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)。
聯(lián)動(dòng)模式：最低10%實(shí)際用電量比例的部分采用市場(chǎng)價(jià)格聯(lián)動(dòng)方式。
浮動(dòng)費(fèi)用：上限由2023年的0.02元/千瓦時(shí)調(diào)整為0.015元/千瓦時(shí)，下限為0元/千瓦時(shí)。
綠電零售交易模式：按照“固定價(jià)格+聯(lián)動(dòng)價(jià)格+偏差費(fèi)用”的模式，開(kāi)展綠電零售合同簽訂，其中：固定價(jià)格：上限為0.05元/千瓦時(shí)，下限為0元/千瓦時(shí)。
峰平谷比例：原執(zhí)行峰谷價(jià)格的市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)，其簽訂的零售合同電能量峰平谷比例不變（深圳暫定1.53:1:0.32，其他地市暫定1.7:1:0.38，蓄冷用戶(hù)暫定1.65:1:0.25）。
隨著新能源全面參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易，由此帶來(lái)的電價(jià)波動(dòng)性愈發(fā)凸顯。在此前山東、山西的現(xiàn)貨交易試點(diǎn)中，新能源上網(wǎng)電價(jià)均出現(xiàn)了不同程度的下降。
可以預(yù)見(jiàn)的是，隨著新能源裝機(jī)占比快速提高，正進(jìn)一步推動(dòng)電力現(xiàn)貨交易的推行，新能源投資模型也需要隨著電力市場(chǎng)的發(fā)展進(jìn)行調(diào)整。
（以下為原文件）
來(lái)源：光伏們
評(píng)論