政 策 重 点
一、用户侧准入标准
1. 市场购电用户。10kV及以上工商业用户原则上直接参与市场交易，暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代理购电。鼓励其他工商业用户在具备条件的情况下直接参与市场交易，未直接参与市场交易的由电网企业代理购电。
2. 电网代购用户。对未从市场直接购电的工商业用户，统一由电网企业代理购电。
二、零售侧市场交易相关要求
1. 市场交易模式：零售市场方面，市场主体按照绝对价格模式签订零售合同，同时继续应用用户侧峰谷平衡机制， 加强与分时电价政策的衔接，引导用户削峰填谷。
2. 零售交易模式：按照固定价格+联动价格+浮动费用的模式， 开展零售合同签订。
3. 电费构成：零售用户电费由零售合同电费、 输配电费、 政府性基金及附加、 辅助服务费用、 其他分摊费用、 尖峰加价电费等组成。
4. 零售交易要求：对峰谷价格提出要求；零售合同签订周期灵活；零售合同模式可根据用户用电习性等情况灵活签订等。
解 读
政策变化要点
1. 2023年度交易规模3000亿千瓦时，较2022年下降150 亿千瓦时。
2. 新能源机组参与现货交易。有序推动 220kV 及以上电压等级的中调调管风电、光伏参与现货交易。
3. 建立中长期分时交易机制，交易品种有调整。
年度层面，新增年度集中竞争交易，交易标的为分月、分峰平谷的方式组织开展。
月度层面，月度集中竞争交易由原来的 1 个交易标的（全月电量）改为采用分时段交易方式开展。
多日层面，新增多日分时段集中竞争交易。
4. 按固定价格+联动价格+浮动费用模式签订零售合同。其中浮动费用用以疏导批发电能量电费以外的购电成本和其他费用，浮动费用价格最高 2 分/千瓦时。
5. 联动价格减少至四种。联动价格包括月度交易综合价、月度集中竞争交易综合价、日前市场月度综合价、月度及现 货偏差电量加权平均价，联动价格含批发市场分摊费用。联动日前市场月度综合价或月度及现货偏差电量加权平均价 的比例不得大于 20%，且不能同时联动。
6. 市场与计划衔接机制未明确，具体方案另行制定。
7. 建立核电中长期收益回收机制。核电中长期交易电量， 按照中长期批发侧市场均价（年度、月度均价）并综合考虑市场运行风险等情况确定参考均价，与 0.463 元/千瓦时之差的一定比例进行回收（负值置零）。
来源：广东省能源局
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