市場規(guī)模：2024年廣東電力市場規(guī)模約為6000億千瓦時，與2023年5500億千瓦時的市場規(guī)模相比，增加了500億千瓦時。
市場主體準入標準：鼓勵10kV及以上工商業(yè)用戶直接參與市場交易，其中年用電量500萬千瓦時及以上的工商業(yè)用戶原則上直接參與市場交易；
具備條件的10kV以下工商業(yè)用戶可自主選擇直接參與市場交易。
對于2023年已經(jīng)參與市場交易的用戶，以及年用電量滿足500萬千瓦時的10kV及以上工商業(yè)用戶，2024年均需直接參與市場交易，未及時與售電公司簽訂2024年零售合同或未參與批發(fā)市場交易的，將通過保底售電公司購電，執(zhí)行保底零售價格，并承擔市場分攤費用。
市場購電用戶可申請改為電網(wǎng)企業(yè)代理購電，無正當理由的情況下改為電網(wǎng)企業(yè)代理購電的，其價格按電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格的1.5倍執(zhí)行。
在發(fā)電側(cè)經(jīng)營主體中提及，220kV及以上電壓等級的中調(diào)調(diào)管風電場站、光伏電站全部作為市場交易電源，參與現(xiàn)貨市場交易，適時參與中長期市場交易(含綠電交易);參加綠電交易的發(fā)電企業(yè)準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，成交電量達到3200億千瓦時結(jié)束年度交易。
電能量零售交易模式：按照“固定價格+聯(lián)動價格+浮動費用”的模式開展電能量零售合同簽訂，其中：
固定價格：上限為0.554元/千瓦時，下限為0.372元/千瓦時。
聯(lián)動模式：最低10%實際用電量比例的部分采用市場價格聯(lián)動方式。
浮動費用：上限由2023年的0.02元/千瓦時調(diào)整為0.015元/千瓦時，下限為0元/千瓦時。
綠電零售交易模式：按照“固定價格+聯(lián)動價格+偏差費用”的模式，開展綠電零售合同簽訂，其中：固定價格：上限為0.05元/千瓦時，下限為0元/千瓦時。
峰平谷比例：原執(zhí)行峰谷價格的市場購電用戶，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，蓄冷用戶暫定1.65:1:0.25）。
隨著新能源全面參與電力現(xiàn)貨市場交易，由此帶來的電價波動性愈發(fā)凸顯。在此前山東、山西的現(xiàn)貨交易試點中，新能源上網(wǎng)電價均出現(xiàn)了不同程度的下降。
可以預(yù)見的是，隨著新能源裝機占比快速提高，正進一步推動電力現(xiàn)貨交易的推行，新能源投資模型也需要隨著電力市場的發(fā)展進行調(diào)整。
（以下為原文件）
來源：光伏們
評論