《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。

 

《通知》还指出：

 

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。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。

 

电力用户：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。

 

中长期交易：充分发挥电力中长期合约“压舱石”作用，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%。

 

参与中长期交易的发电机组，应参照现货市场价格信号，提供多样性中长期合约曲线，与售电公司和批发用户签订具有分时价格的中长期交易合同，全年中长期交易加权平均价格严格执行发改价格〔2021〕1439号文件，基准价上下浮动范围不超过20%（315.9-473.9元/兆瓦时，含容量补偿电价），高耗能企业用户中长期交易电价不受上浮20%的限制。鼓励结合电力供需平衡情况，分季节分月度签订不同价格的中长期合约。

 

零售交易：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。除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外，其余电力用户均需签订包含分时价格的零售套餐。

 

前12个月月均用电量超过50万千瓦时的用户，允许签订场外零售合同。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。

 

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，各售电公司、批发用户均可参与银东直流双边协商、集中竞价交易，其中售电公司应在零售套餐内设置跨省区交易盈亏分成比例。

 

2023年，电网企业继续通过年度、月度、月内集中竞价参与电力市场，代理购电量扣除政府授权合约后，以报量不报价的方式参与市场出清。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。

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