近日，广东省能源局、南方能监局日前联合发布《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》（粤能电力〔2022〕90号）。文件对广东2023年电力市场交易规模、市场主体准入标准、市场交易模式、年度交易安排及要求、月度及多日交易安排等方面做出了安排。
值得注意的是，文件中明确提出了广东将在2023年电力市场交易设置一次能源价格传导机制。原文如下：
根据国家最新政策规定，当一次能源价格波动超出一定范国时，视市场运行情况启动一次能源价格波动传导机制。
当综合煤价或天然气到厂价高于一定值时，煤机或气机平均发电成本（扣减变动成本补偿后)超过允许上浮部分，按照一定比例对年度或月度等电量进行补偿，相关费用由全部工商业用户分摊。
当综合煤价或天然气到厂价低于一定值时，煤机或气机平均发电成本（扣减变动成本补偿后)低于允许下浮部分，按照一定比例对年度或月度电量进行回收，相关费用由全部工商业用户分享。
而在《广东省能源局国家能源局南方监管局关于2022年电力市场交易有关事项的通知》中，近规定了“鼓励售电公司和市场用户在零售合同中增加煤、气等一次能源价格联动条款”。据售电公司相关人士透露，2022年相关条款的实际应用并不多。
在2023年的最新文件中，相关条款调整为“售电公司和零售用户可在零售合同中对固定电价部分电量签订煤电价格联动条款”。
不仅如此，2023年广东电力市场的电力零售将会按照“固定价格+联动价格+浮动费用”的模式开展零售合同签订。
其中，固定价格上限为0.554元/千瓦时，下限为0.372元/千瓦时。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，以上价格均包含批发市场分摊费用。其中，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。零售合同中应不少于10%实际用电量比例的部分采用市场价格联动方式。
浮动费用为可选项，售电公司和零售用户可在零售合同约定对全电量收取浮动费用，上限为0.02元/千瓦时，下限为0元/千瓦时。
再加上一次能源价格传导机制，广东电力市场的发电企业、售电公司、终端用户或许会能够感受到更多原材料价格带来的价格波动。
除了一次能源价格传导机制外，2023年的广东电力市场还有其他值得关注的焦点。
在市场规模方面，总规模5500亿千瓦时（包括直接参与市场交易电量和电网代购电电量）与2022年相比没有变化。但年度交易规模却有了一定的变化。
2023年，根据用户侧市场注册情况，安排年度交易规模上限3000亿千瓦时，相比2022年的3150亿千瓦时，减少了近5%。但2023年可从市场直接购电的用户电量规模从2022年的4800亿千瓦时，增加到了4900亿千瓦时。
广东的新能源发电也将在2023年开始参与市场。广东计划有序推动220kV及以上电压等级的中调调管风电场站、光伏电站参与现货市场交易，适时参与中长期市场交易；参与绿电交易的发电企业准入条件按《广东省可再生能源交易规则（试行）》（广东交易〔2022〕61号）执行。储能等新兴市场主体也将会在2023年试点参与电能量市场交易。
在中长期交易方面，交易品种也有一定的调整。年度交易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。新增了多日分时段集中竞争交易。
中长期交易品种的细化将会有利于电力市场的稳定和市场主体对交易风险的对冲。
2023年，广东省的岭澳核电和阳江核电全部机组进入市场，直接参与市场交易。安排岭澳、阳江核电年度市场化电量约195亿千瓦时，其中中长期电量应不低于90%。
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）。
在跨省区交易方面，广东将支持省外电源参与省内电力市场，与用户侧主题开展“点对点”交易，做好西电送电计划的放开、广东送电国网等与省内市场有效衔接。
