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山东电力交易中心12月9日发布《山东省电力现货模式下2023年年度中长期交易公告（交易-2022-12-01号）（全文见底部）
之前我们在山东电力市场2023年五大主要变化（详情点击）一文提过，山东自2021年12月启动现货连续试结算以来，2022年就没有了年度和季度交易，中长期交易剩下的是月度双边、竞价和月内转让、竞价。根据2023年方案，年度交易依然组织，但顺序不是我们熟悉的“先双边，再竞价”，而是“先竞价，再双边”。根据本次交易公告，时间安排如下：
竞价在12月14日，有2小时申报时间（可申报可撤回）；当买方报价和卖方报价的价差为负值时不能成交，交易对价差为正值或零时成交，价差大的交易对优先成交；申报价格相同时，申报时间较早的优先成交，申报时间以系统记录时间为准。
（来源：微信公众号“享能汇” 作者：享能汇工作室）
双边在12月15日、16日。购售双方在交易平台上申报电量和价格等信息，另一方确认后生效。
年度集中竞价、年度双边协商交易不再另行签订合同，以交易中心发布的成交结果作为结算依据。
省内人士提醒：先竞价再双边，售电公司这两天可得与谈好的电厂抓紧再确认电量！别现在说好了，到申报的时候，量又不够买。
同时公告发布了两个合约分解规定：
1. 年度竞价交易曲线分解。交易标的：2023年1月至12月的市场合约电量，按月分别申报，共12支交易标的，每支交易标的为每个月市场合约电量。每支交易标的月分日电量采用直线分解，日分时电量采用D1Y曲线分解。”
享能汇转制如下：
2.2023年政府授权中长期合同电量分月占比——为预测值，仅用于年度交易可申报电量额度计算，实际政府授权中长期合同电量以每月交易公告为准。（下图为享能汇转制）：
省内人士认为：山东省内政府授权合约是分配给风电、光伏以及核电的，从2022年价格上看，其成交的中长期价格，要高于现货平均价格。而目前政府授权合约存在的最大问题，依然是与用电规律不匹配。
通知原文如下：
各相关市场主体：
按照《关于做好2023年全省电力中长期和零售合同签订工 作的通知》(鲁发改经体〔2022〕958号)要求，山东电力交易 中心有限公司定于近期开展山东省电力现货模式下2023年年度
中长期交易，相关事项公告如下。
一、市场主体
在山东电力交易平台完成注册、具有交易资格的市场化发电 企业、售电公司、批发用户可参与年度集中竞价交易和年度双边 协商交易；电网企业代理购电可参与年度集中竞价交易，不参与年度双边协商交易。
二、2023年年度集中竞价交易
1.申报时间：12 月14日8:30至10:30;期间，可以提交申报，也可以撤销申报。撮合时间：12 月14日10:30至10:35。
2.交易标的：2023 年1月至12月的市场合约电量，按月分别申报，共12支交易标的，每支交易标的为每个月市场合约电量。每支交易标的月分日电量采用直线分解，日分时电量采用D1Y曲线(详见附件1)分解。
3.申报方式及要求
市场化发电企业仅可作为卖方申报，售电公司、批发用户、电网企业代理购电仅可作为买方申报。市场化发电企业按月分别 申报需要卖出的电量和价格；售电公司、批发用户按月分别申报 买入的电量和价格；电网企业代理购电按月分别申报买入的电量，不申报价格。最小申报电量为10兆瓦时。在此基础上，以基本单位电量 (10兆瓦时)的整数倍增加。申报的电量分解到分时的最小颗粒度为0.001兆瓦时。
4.约束条件
( 1 ) 电量约束
发电侧每月最大申报电量=发电机组装机容量×月度可用发电小时数×1.2; 用电侧每月最大申报电量=每月可交易额度-政府授权中长期合同当月预测电量-跨省区交易当月电量。
批发用户月度可交易额度为其近12个月总用电量均分至各月。售电公司月度可交易额度根据其缴纳的履约担保金额计算(即缴纳的履约担保金额除以0.8分/千瓦时后均分至各月)。政府授权中长期合同当月预测电量=每月可交易额度×政府授权中长期合同电量当月预测占比(详见附件2)。
( 2 ) 价 格 约 束
交易申报价格上限374.8元/兆瓦时，下限216.8元/兆瓦时。交易标的申报价格的最小单位为0. 1元/兆瓦时。
5.出清机制
本次年度集中竞价交易只组织集合竞价。每支交易标的中，当买方报价和卖方报价的价差为负值时不能成交，交易对价差为正值或零时成交，价差大的交易对优先成交；申报价格相同时，申报时间较早的优先成交，申报时间以系统记录时间为准。
交易对价差=买方申报价格-卖方申报价格。以最后一个成交对的买方申报价格、卖方申报价格的算数平均值，作为该交易标的的统一成交价格。
三、2023年年度双边协商交易
1.交易时间：12 月15日09:00至12月16日15:00。
2.交易标的：2023年1月 1日 至 12月31日的市场合约电量，按日分别申报。交易采用自定义分解曲线，须签订分时价格。
3.申报方式及要求
市场化发电企业仅可作为卖方申报，售电公司、批发用户仅可作为买方申报。卖方或买方按照要求在交易平台上申报电量和价格等信息，另一方确认后生效。最小申报电量为10兆瓦时。在此基础上，以基本单位电量 (1兆瓦时)的整数倍增加。申报电量分解到分时的最小颗粒度为0.001兆瓦时。
4.约束条件
( 1 ) 电 量 约 束
发电侧每月最大申报电量=发电机组装机容量×月度可用。发电小时数×1.2- 已成交的年度集中竞价交易当月电量。
发电侧每小时最大申报电量=机组额定运行状态下可发电量- 已成交的年度集中竞价交易分时电量。
用电侧每月最大申报电量=每月可交易额度-政府授权中长 期合同当月预测电量-跨省区交易当月电量-年度集中竞价交易当月电量。
( 2 ) 价 格 约 束
交易申报分时价格上限1300元/兆瓦时，下限-80元/兆瓦时。交易标的申报价格的最小单位为0. 1元/兆瓦时。
四、交易合同
年度集中竞价、年度双边协商交易不再另行签订合同，以交易中心发布的成交结果作为结算依据。
五、交易关口
发用电企业交易结算关口保持既有关口不变。
六、其他事项
1.直调公用电厂以机组为交易单元参与交易。并网自备电 厂、地方公用电厂、集中式新能源电站(不含扶贫光伏)以厂(场) 站为交易单元参与交易。售电公司和批发用户以法人单位为交易
单元参与市场交易。
2.经政府主管部门同意，综合考虑去年同期集中式新能源发 电情况，2023年年度交易时，火电机组月度可用发电小时数统 一设置为500小时，陆上集中式风电月度可用发电小时数统一设 置为300小时，海上集中式风电月度可用发电小时数统一设置为350 小时，集中式光伏月度可用发电小时数统一设置为200小时。
3.2023年政府授权中长期合同电量分月占比为预测值，仅用于年度交易可申报电量额度计算，实际政府授权中长期合同电量以每月交易公告为准。
4.直接参与电力市场的用户(含售电公司和批发用户),2023 年年度及以上中长期合同签约电量应高于前三年用电量平均值 的80%;燃煤发电企业2023年年度中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的80%。售电公司、批发用户中长期交易电量包含政府授权中长期合同电量、跨省区交易电量和省内中长期交易电量。
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