日前山东省能源局发布《关于征求2023年全省电力市场交易有关工作意见的通知》。通知指出，2023年市场交易规模约4000亿千瓦时，包括直接参与市场交易电量和电网企业代理购电电量。
文件要点如下：
1、有序推动分布式新能源参与市场费用分摊；支持新能源与配建储能联合体参与电力市场。
2、工商业用户全部参与电力市场，暂未直接参与市场的用户由电网企业代理购电。已直接参与市场交易、2023年改为电网企业代理购电的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行；已直接参与市场交易，未作为批发用户参与市场，也未与售电公司签订零售合同的，视为改为电网企业代理购电用户。推动虚拟电厂等可调节负荷资源参与电力市场。
3、合理调整售电公司履约保函（保险）收取标准，以前12个月月均结算电量，2023年暂按0.05元/千瓦时收取，缴纳额度不足200万元的，按200万元收取。
4、售电公司、批发用户全年中长期合约电量原则上不低于实际用电量的80%。
5、售电公司应结合现货市场价格信号，制定多样性的分时零售套餐。
6、在全体工商业用户中试行基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式。
7、参考现货电能量市场分时电价信号，结合容量补偿电价收取方式，试行零售套餐分时价格约束机制。
8、2023年，银东直流跨省区直接交易不再设置市场用户准入门槛。
9、调整完善电网企业代理购电用户电价结构，其输配电价执行与直接交易用户相同的电价政策，不再执行峰谷分时电价。
详情如下：
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市场主体
发电企业：符合市场准入条件的燃煤发电机组全部参与电力市场。鼓励新能源能源场站高比例参与电力市场，推动开展绿色电力交易和绿证交易，充分体现新能源环境属性价值；按照“谁受益、谁承担”的原则，有序推动分布式新能源参与市场费用分摊；支持新能源与配建储能联合体参与电力市场。推动地方燃煤电厂、生物质发电实施分时计量改造，具备条件后自主申报参与电力市场。燃煤发电机组、新能源、独立服务提供者等按照山东省电力市场交易规则参与电力市场交易。
新能源场站市场化交易部分不计入全生命周期保障收购小时数，签订市场交易合同的新能源场站在电网调峰困难时段优先消纳。参与中长期交易的集中式新能源场站（不含扶贫光伏）全电量或50%电量参与市场；未参与中长期交易的集中式新能源场站（不含扶贫光伏），10%的预计当期电量参与现货市场。集中式新能源场站自某月起参与中长期交易后，年内不得退出。对由于报价原因未中标电量不纳入新能源弃电量统计。
