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，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。2023年，电网企业代理购电用户电价结构，不再执行峰谷分时电价。
参与中长期交易的发电机组，应参照山东省现货市场价格信号，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。
完善零售市场价格形成机制，推动零售市场形成分时价格，充分体现电力市场供需关系。
在零售交易中，根据山东电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考现货电能量市场分时电价信号，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，引导电力用户削峰填谷、错峰用电。在新能源发电高峰期、发电能力充裕的时段，容量补偿电价按照基准价(99.1元/兆瓦时，下同)乘以谷系数K1(K1取值0-50%)收取；在发电能力紧张的时段，容量补偿电价按照基准价乘以峰系数K2(K2取值150%-200%)收取；根据系统需要，设置深谷、尖峰系数。其他时段容量补偿电价维持基准价不变。保持容量补偿费用总体水平基本稳定，按月清算容量补偿费用收取情况，超额或差额费用由全体工商业用户按当月用电量比例分享或分摊。
2023年，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。
