中國儲能網(wǎng)訊：近日，廣東能源局印發(fā)《關(guān)于2024年電力市場交易有關(guān)事項的通知》，其中明確了，在現(xiàn)貨交易中用戶側(cè)峰谷平衡機制。
2024年，市場參考價為0.463元/千瓦時，年度交易成交均價上限暫定為0.554元/千瓦時，下限暫定為0.372元/千瓦時。
用戶側(cè)峰谷平衡機制中，按照峰平谷f1：1：f2的比例要求執(zhí)行，基于市場參考價0.463元/千瓦時，對高峰時段電量收取市場參考價（f1-1）倍，對低谷時段電量補償市場參考價的（1-f2）倍；其中深圳市峰f1暫定1.53、谷f2暫定0.32，其他地市峰f1暫定1.7、谷f2暫定0.38；蓄冷用戶峰f1暫定1.65、谷f2暫定0.25。深圳市市場購電用戶的峰谷時段劃分按深圳市峰谷分時電價政策執(zhí)行。
獨立儲能參與電能量交易按照《廣東省獨立儲能參與電能量市場交易細則（試行）》（廣東交易〔2023〕177號）等有關(guān)要求，持續(xù)推動獨立儲能試點參與中長期市場和現(xiàn)貨市場交易，做好與輔助服務(wù)市場交易的銜接。
廣東省能源局 國家能源局南方監(jiān)管局關(guān)于2024年電力市場交易有關(guān)事項的通知
各地級以上發(fā)展改革局（委），廣州市工業(yè)和信息化局、惠州市能源和重點項目局，廣東電網(wǎng)公司、深圳供電局有限公司、南方電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心、廣州電力交易中心、廣東電力交易中心，各經(jīng)營主體：
為貫徹落實國家和省關(guān)于深化電力體制改革和電力市場建設(shè)有關(guān)工作部署，組織做好我省2024年電力市場建設(shè)運行工作，經(jīng)會同各方認真研究，我們組織制定了我省2024年電力市場交易方案，現(xiàn)將我省2024年電力市場交易有關(guān)事項通知如下：
一、市場交易規(guī)模
落實國家關(guān)于有序推動全部工商業(yè)用戶進入電力市場的要求，2024年廣東電力市場規(guī)模約為6000億千瓦時，包括直接參與市場交易電量和電網(wǎng)企業(yè)代理購電電量。
二、經(jīng)營主體準入標準
（一）用戶側(cè)經(jīng)營主體。
市場用戶包括市場直接購電的用戶（簡稱“市場購電用戶”，下同）和電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶（簡稱“電網(wǎng)代購用戶”，下同）。
1.市場購電用戶。鼓勵10kV及以上工商業(yè)用戶直接參與市場交易，其中年用電量500萬千瓦時及以上的工商業(yè)用戶原則上直接參與市場交易；具備條件的10kV以下工商業(yè)用戶可自主選擇直接參與市場交易。年用電量1000萬千瓦時及以上的市場購電用戶，可作為批發(fā)用戶直接參與批發(fā)市場交易或通過售電公司參與市場交易。除批發(fā)用戶外，其他市場購電用戶僅可通過售電公司參與市場交易。
2.電網(wǎng)代購用戶。對未從市場直接購電的工商業(yè)用戶，統(tǒng)一由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。
（二）發(fā)電側(cè)經(jīng)營主體。
發(fā)電側(cè)經(jīng)營主體包括兩類：一類是直接參與市場交易的電源（簡稱“市場交易電源”，下同）；另一類是電網(wǎng)企業(yè)代理購電的市場電源（簡稱“市場代購電源”，下同），作為市場價格接受者，不直接參與市場交易。
省內(nèi)燃煤電廠上網(wǎng)電量（含自備電廠上網(wǎng)電量）全部進入市場。其中，中調(diào)及以上燃煤電廠（含“點對網(wǎng)”送電的鯉魚江、橋口電廠）全部機組須作為市場交易電源；地調(diào)燃煤電廠可選擇作為市場交易電源或作為市場代購電源，一經(jīng)選擇作為市場交易電源后，不允許改為市場代購電源；省內(nèi)燃煤自備電廠上網(wǎng)電量進入市場，僅作為市場代購電源。
省內(nèi)燃氣電廠中，中調(diào)及以上燃氣電廠上網(wǎng)電量均進入市場，全部機組須作為市場交易電源；地調(diào)燃氣電廠可選擇是否進入市場，一經(jīng)進入后不允許退出，其中選擇進入市場的燃氣電廠可選擇作為市場交易電源或作為市場代購電源，一經(jīng)選擇作為市場交易電源后，不允許改為市場代購電源。
嶺澳核電和陽江核電全部機組作為市場交易電源，參與市場交易。
220kV及以上電壓等級的中調(diào)調(diào)管風電場站、光伏電站全部作為市場交易電源，參與現(xiàn)貨市場交易，適時參與中長期市場交易（含綠電交易）；參加綠電交易的發(fā)電企業(yè)準入條件按廣東可再生能源交易最新規(guī)則執(zhí)行。
長期不具備發(fā)電能力的電廠不進入市場。
（三）其他經(jīng)營主體。
獨立儲能準入條件按《廣東省獨立儲能參與電能量市場交易細則（試行）》（廣東交易〔2023〕177號）執(zhí)行。
推動抽水蓄能等主體試點參與現(xiàn)貨市場交易。
（四）參與市場交易要求。
根據(jù)《國家發(fā)展改革委關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）、《國家發(fā)展改革委辦公廳關(guān)于進一步做好電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作的通知》（發(fā)改辦價格〔2022〕1047號）、《廣東省發(fā)展改革委關(guān)于進一步深化我省電價改革有關(guān)問題的通知》（粵發(fā)改價格〔2021〕402號）等有關(guān)文件精神，結(jié)合市場運行實際，提出以下參與市場交易的要求。
1.對于已直接參與2023年市場交易的用戶，以及年用電量500萬千瓦時及以上的10kV及以上工商業(yè)用戶，其2024年全部工商業(yè)電量均需通過市場直接購買。未及時與售電公司簽訂2024年零售合同或未參與批發(fā)市場交易的，視同市場購電用戶，按照電力市場保底售電有關(guān)規(guī)定，通過保底售電公司購電，執(zhí)行保底零售價格，并承擔市場分攤費用。電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)2022年10月至2023年9月的歷史用電量確定年用電量500萬千瓦時及以上的10kV及以上工商業(yè)用戶企業(yè)名單，由廣東電力交易中心在交易系統(tǒng)（平臺）發(fā)布。
2.市場購電用戶可申請改為電網(wǎng)企業(yè)代理購電，無正當理由的情況下改為電網(wǎng)企業(yè)代理購電的，其價格按電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格的1.5倍執(zhí)行。
3.市場用戶在直接參與年度交易及后續(xù)批發(fā)市場交易前，應(yīng)向廣東電力交易中心申請作為批發(fā)用戶，未申請的默認為零售用戶，以月度為周期進行批發(fā)、零售交易的權(quán)限變更。批發(fā)用戶未參與交易但發(fā)生實際用電的，按照批發(fā)市場規(guī)則進行結(jié)算。
4.市場購電的高耗能用戶交易電價不受上浮20%限制，有關(guān)要求按國家最新政策規(guī)定執(zhí)行。已參與市場購電的高耗能用戶不得退出市場交易。
三、市場交易模式
批發(fā)市場方面。經(jīng)營主體按照絕對價格模式簽訂批發(fā)市場合同，中長期交易、現(xiàn)貨交易形成電能量絕對價格交易結(jié)果，并繼續(xù)應(yīng)用機組變動成本補償。
零售市場方面。經(jīng)營主體按照絕對價格模式簽訂零售合同，同時繼續(xù)應(yīng)用用戶側(cè)峰谷平衡機制，加強與分時電價政策的銜接，引導(dǎo)用戶削峰填谷。
四、年度交易安排及要求
（一）年度交易安排。
2024年，按照目前用戶側(cè)市場注冊情況，并考慮年用電量500萬千瓦時及以上的電網(wǎng)代購用戶直接參與市場，安排年度交易規(guī)模上限3200億千瓦時，成交電量達到3200億千瓦時結(jié)束年度交易。在2023年底組織的年度交易中，單一售電公司零售用戶歷史電量占年度交易規(guī)模上限的比例不應(yīng)超過20%。主要安排如下：
1.交易品種。年度交易包括雙邊協(xié)商交易、掛牌交易、集中競爭交易等交易品種，不同交易品種多輪次交替開展。在2023年底組織的年度交易結(jié)束后若仍有剩余電量，經(jīng)營主體可在2024年內(nèi)每月提交后續(xù)月份年度中長期合同。
2.交易方式。按照“絕對價格+曲線”的模式組織簽訂含分時價格的年度合同，其中，年度集中競爭交易分月、分峰平谷組織開展，月分日比例按市場購電用戶負荷典型參考曲線設(shè)置，日分時比例按峰、平、谷各時段小時均分設(shè)置。
3.交易價格。按照“基準價+上下浮動”的原則，根據(jù)燃煤基準價0.453元/千瓦時上下浮動20%形成年度交易成交均價上下限。2024年，市場參考價為0.463元/千瓦時，年度交易成交均價上限暫定為0.554元/千瓦時，下限暫定為0.372元/千瓦時。
具體年度交易安排另行通知。
（二）年度交易要求。
1.請各發(fā)電企業(yè)和售電公司（含批發(fā)用戶，下同）根據(jù)2024年電力供需形勢和一次能源價格情況，合理簽訂年度中長期合同。
2.允許發(fā)電企業(yè)和售電公司按需簽訂后續(xù)月份不同周期（如年、半年、季度或多月等）的年度中長期合同。
3.在雙方協(xié)商一致的情況下，經(jīng)營主體可按月調(diào)整后續(xù)月份年度雙邊協(xié)商合同價格，合同電量不允許調(diào)整。廣東電力交易中心每季度統(tǒng)計并披露調(diào)整后的年度合同均價。
4.發(fā)布統(tǒng)調(diào)負荷典型參考曲線、市場購電用戶負荷典型參考曲線兩類典型曲線供經(jīng)營主體參考，經(jīng)營主體應(yīng)根據(jù)自身實際和發(fā)用電需求簽訂合同分解曲線。
5.發(fā)電企業(yè)和售電公司應(yīng)在年度雙邊協(xié)商合同中約定國家出臺最新價格上下限政策后的處理措施。
6.在廣東電力交易系統(tǒng)（平臺）組織開展2024年我省電力市場交易。
五、月度及多日（周）交易安排
每月先后開展月度交易和多日（周）交易，所有交易均帶曲線。月度交易層面，包括雙邊協(xié)商、集中競爭交易、發(fā)電側(cè)合同轉(zhuǎn)讓等品種，其中集中競爭交易分別采用市場購電用戶負荷典型參考曲線、分時段交易兩種方式開展；多日（周）交易層面，開展周雙邊協(xié)商、多日分時段集中競爭交易。月度、多日（周）交易品種以及相關(guān)參數(shù)視市場運行情況進行調(diào)整，具體以現(xiàn)貨結(jié)算運行實施方案為準。
在統(tǒng)計年度、月度雙邊協(xié)商交易相關(guān)的市場價格時，同一集團發(fā)電企業(yè)、售電公司的年度、月度雙邊協(xié)商交易成交電量按50%權(quán)重計算，后續(xù)視運行情況進行調(diào)整。對經(jīng)營主體“年度+月度”中長期交易電量不足90%部分實施偏差考核。后續(xù)國家如出臺相關(guān)政策要求，按最新政策規(guī)定執(zhí)行。
六、現(xiàn)貨交易關(guān)鍵機制
（一）變動成本補償機制。
根據(jù)機組實際上網(wǎng)電量（或市場電量）和度電補償標準，計算燃煤、燃氣、風電、光伏和核電等發(fā)電企業(yè)變動成本補償金額，度電補償標準為機組批復(fù)上網(wǎng)電價（不含補貼）加超低排放電價后與市場參考價之差，機組批復(fù)上網(wǎng)電價按政府最新價格政策文件執(zhí)行。根據(jù)一次能源價格傳導(dǎo)機制調(diào)整燃煤、燃氣機組變動成本補償標準。發(fā)電側(cè)變動成本補償由全體工商業(yè)用戶按月度實際用電量比例共同承擔。
后續(xù)，根據(jù)我省容量電價機制應(yīng)用情況，進一步完善變動成本補償機制。
（二）用戶側(cè)峰谷平衡機制。
按照峰平谷f1：1：f2的比例要求（除深圳市峰f1暫定1.53、谷f2暫定0.32外，其他地市峰f1暫定1.7、谷f2暫定0.38；蓄冷用戶峰f1暫定1.65、谷f2暫定0.25；視市場運行情況動態(tài)調(diào)整），基于市場參考價0.463元/千瓦時，對售電公司按照其零售用戶高峰時段電量收取市場參考價的（f1-1）倍，對售電公司按照其零售用戶低谷時段電量補償市場參考價的（1-f2）倍；峰谷時段按照《關(guān)于進一步完善我省峰谷分時電價政策有關(guān)問題的通知》（粵發(fā)改價格〔2021〕331號）的規(guī)定執(zhí)行；深圳市市場購電用戶的峰谷時段劃分按深圳市峰谷分時電價政策執(zhí)行。原不執(zhí)行峰谷價格政策的用戶不應(yīng)用峰谷平衡機制。
應(yīng)用峰谷平衡機制所產(chǎn)生的損益費用，由市場購電用戶按電量比例分攤或分享。
（三）市場分攤機制。
現(xiàn)貨市場分攤費用包括但不限于：市場阻塞盈余、系統(tǒng)運行補償、啟動補償、發(fā)用電不平衡、并軌不平衡等費用。其中，市場阻塞盈余費用由發(fā)電企業(yè)分攤或分享；系統(tǒng)運行補償分攤費用、啟動補償分攤費用由售電公司和電網(wǎng)代購用戶分攤；發(fā)用電不平衡費用由發(fā)電企業(yè)和售電公司按照相關(guān)細則分攤或分享；并軌不平衡費用由發(fā)電企業(yè)和全體工商業(yè)用戶按照相關(guān)細則分攤或分享。
上述現(xiàn)貨市場關(guān)鍵機制及相關(guān)參數(shù)將根據(jù)市場運行實際情況進行動態(tài)調(diào)整，具體以現(xiàn)貨結(jié)算運行方案為準。
七、零售交易安排及要求
2024年，售電公司與零售用戶在廣東電力市場零售平臺開展零售市場交易，可采取掛牌、邀約及線下協(xié)商線上交易等方式，簽訂分峰平谷的絕對價格零售合同。主要安排如下：
（一）零售交易模式。
1.電能量交易模式。
按照“固定價格+聯(lián)動價格+浮動費用”的模式，開展零售
合同簽訂，具體包括：
固定價格。上限為0.554元/千瓦時，下限為0.372元/千瓦時。
聯(lián)動價格。零售合同中應(yīng)不少于10%實際用電量比例的部分采用市場價格聯(lián)動方式，聯(lián)動價格包括月度交易綜合價、月度集中競爭交易綜合價、日前市場月度綜合價、月度及現(xiàn)貨偏差電量加權(quán)平均價，以上價格均包含批發(fā)市場分攤費用。其中，聯(lián)動日前市場月度綜合價或月度及現(xiàn)貨偏差電量加權(quán)平均價的比例不得大于20%，且不能同時聯(lián)動。
浮動費用。為可選項，售電公司和零售用戶可在零售合同約定對全電量收取浮動費用，上限為0.015元/千瓦時，下限為0元/千瓦時。
2.綠電交易模式。
按照“固定價格+聯(lián)動價格+偏差費用”的模式，開展綠電零售合同簽訂，具體包括：
固定價格。上限為0.05元/千瓦時，下限為0元/千瓦時。
聯(lián)動價格。聯(lián)動價格為綠電批發(fā)市場綠證（綠色環(huán)境價值）月度均價。
偏差費用。偏差費用按照綠證（綠色環(huán)境價值）偏差電量與偏差價格計算。
上述模式中，固定價格電量與聯(lián)動價格電量之和不得大于電力用戶當月實際用電量的1.2倍。售電公司與電力用戶可在合同中對偏差電量約定考核費用，考核系數(shù)上限為0.2，下限為0。
（二）零售用戶電費構(gòu)成。
零售用戶電費由零售合同電費、輸配電費、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、系統(tǒng)運行費用、政府性基金及附加、其他分攤費用、市場化需求響應(yīng)費用、尖峰加價電費等組成。具體收取情況如下：
零售合同電費。按零售合同約定的固定價格、聯(lián)動價格、浮動費用、綠證（綠色環(huán)境價值）等價格及電量比例計算執(zhí)行。
輸配電費。對原執(zhí)行非峰谷價格政策的市場購電用戶，按固定的輸配電價收??；對原執(zhí)行峰谷價格政策的市場購電用戶，輸配電價按照我省規(guī)定的峰谷時段、峰谷比價執(zhí)行，深圳的市場購電用戶應(yīng)用的輸配電價按深圳市峰谷分時電價政策執(zhí)行。電網(wǎng)企業(yè)按照政府核定公布的輸配電價收取相應(yīng)的輸配電費。市場購電用戶繳納的輸配電費與電網(wǎng)企業(yè)收取的輸配電費之間的差額資金，納入用戶側(cè)峰谷平衡費用。
上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用。按照《廣東省發(fā)展改革委轉(zhuǎn)發(fā)國家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關(guān)事項的通知》（粵發(fā)改價格〔2023〕148號）要求執(zhí)行。
系統(tǒng)運行費用。包括輔助服務(wù)費用、抽水蓄能容量電費和容量電費分攤費用。其中，輔助服務(wù)費用按國家相關(guān)政策和輔助服務(wù)市場規(guī)則執(zhí)行；抽水蓄能容量電費按照《廣東省發(fā)展改革委轉(zhuǎn)發(fā)國家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關(guān)事項的通知》（粵發(fā)改價格〔2023〕148號）相關(guān)要求執(zhí)行；容量電費分攤費用按照相關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
政府性基金及附加按政府主管部門發(fā)布的最新文件要求執(zhí)行。
其他分攤費用。包括保障居民農(nóng)業(yè)用電價格穩(wěn)定的新增損益（含變動成本補償分攤電費）、峰谷平衡損益費用及其他分攤費用。保障居民農(nóng)業(yè)用電價格穩(wěn)定的新增損益（含變動成本補償分攤電費）、峰谷平衡損益費用等根據(jù)有關(guān)方案和市場規(guī)則計算，其中，保障居民農(nóng)業(yè)用電價格穩(wěn)定的新增損益（含變動成本補償分攤電費）由全部工商業(yè)用戶分攤或分享，峰谷平衡損益費用直接由市場購電用戶分攤或分享。
市場化需求響應(yīng)費用。按有關(guān)方案規(guī)定計算，由全部工商業(yè)用戶承擔。
尖峰加價電費。包括尖峰電能量加價電費和尖峰輸配電價加價電費，向原執(zhí)行峰谷價格政策的市場購電用戶收取。其中，尖峰電能量加價電費按照市場月度加權(quán)平均價×峰段系數(shù)f1×0.25收?。患夥遢斉潆妰r加價電費按照對應(yīng)各類別、各電壓等級峰段輸配電價的0.25倍收取，深圳用戶尖峰輸配電價按深圳市峰谷分時電價政策執(zhí)行。市場購電用戶尖峰電價的實施范圍、執(zhí)行時間、執(zhí)行時段按照有關(guān)文件規(guī)定執(zhí)行。
（三）零售交易要求。
1.對原執(zhí)行峰谷價格的市場購電用戶，其簽訂的零售合同電能量峰谷時段、價格峰谷比按照規(guī)定的峰谷時段和峰平谷f1：1：f2的比例要求執(zhí)行（除深圳市峰f1暫定1.53、谷f2暫定0.32外，其他地市峰f1暫定1.7、谷f2暫定0.38；蓄冷用戶f1暫定1.65、谷f2暫定0.25；視市場運行情況動態(tài)調(diào)整）。
2.同一用戶中，原執(zhí)行峰谷價格政策的計量點電能量價格按零售合同約定的峰平谷價格結(jié)算，原執(zhí)行非峰谷價格政策的計量點電能量價格按合同約定的平段電價結(jié)算。
3.售電公司和零售用戶可根據(jù)電力供需形勢和一次能源成本情況，簽訂后續(xù)月份不同周期（如年、半年、季度或多月等）的零售合同。
4.售電公司和零售用戶雙方協(xié)商一致后，可按月為單位調(diào)整零售合同。
5.售電公司和零售用戶可在零售合同中對固定電價部分電量簽訂煤電價格聯(lián)動條款。
6.售電公司和零售用戶應(yīng)按照零售平臺中的零售合同模板建立零售關(guān)系并固化零售結(jié)算模式，交易中心以雙方在零售平臺簽訂的零售合同作為結(jié)算依據(jù)。
7.售電公司應(yīng)統(tǒng)籌考慮零售用戶不同的用電特性、自身中長期合約占比情況，選擇簽訂相應(yīng)的零售合同模式。
8.售電公司應(yīng)綜合考慮中長期電能量電費、現(xiàn)貨電能量電費、考核電費、市場分攤及返還電費（包括系統(tǒng)運行補償分攤電費、啟動補償分攤電費、發(fā)用電不平衡費用分攤或分享、偏差收益轉(zhuǎn)移返還電費分享、機組中長期交易偏差考核電費分享）等批發(fā)市場購電成本，與零售用戶協(xié)商簽訂電能量零售合同價格。
9.售電公司于2023年底簽訂的年度交易電量與零售合同固定價格電量應(yīng)合理匹配，對超過合理偏差范圍的電量按照一定標準征收額外履約擔保，具體按照最新的履約風險管理實施細則執(zhí)行。視市場運行情況，建立超出較大范圍的偏差電量考核機制。
10.售電公司和零售用戶應(yīng)在零售合同中約定國家若出臺最新價格上下限政策后的處理措施。
11.售電公司與電力用戶可在綠電交易合同中約定綠電結(jié)算優(yōu)先級。
八、容量電價機制
根據(jù)《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號）等文件精神，建立我省容量電價機制，有關(guān)發(fā)電機組獲得容量電費，工商業(yè)用戶分攤?cè)萘侩娰M，具體方案由省發(fā)展改革委另行通知。
九、一次能源價格傳導(dǎo)機制
根據(jù)國家最新政策規(guī)定，當一次能源價格波動超出一定范圍時，視市場運行情況啟動一次能源價格傳導(dǎo)機制。當綜合煤價或天然氣到廠價高于或低于一定值時，煤機或氣機平均發(fā)電成本（扣減變動成本補償后）超過或低于允許上下浮部分，按照一定比例對電量進行補償或回收，相關(guān)費用由全部工商業(yè)用戶分攤或分享。具體方案另行制定。
十、核電參與市場化交易安排
2024年，安排嶺澳、陽江核電年度市場化電量約195億千瓦時。核電機組與售電公司可通過年度、月度各交易品種形成中長期合約電量、價格及曲線。對核電機組的年度、月度中長期交易電量，按照對應(yīng)交易品種成交均價與市場參考價之差（負值置零）的85%從核電機組進行回收，后續(xù)視市場運行情況進行調(diào)整。核電年度、月度中長期成交電量不足當月市場電量交易上限90%的部分，作為代理購電用戶采購電量，其中核電機組按照市場參考價與月度集中競爭交易綜合價的較小值結(jié)算，電網(wǎng)代購用戶按照市場機組代購合約價格結(jié)算。核電回收資金及代購合約電量發(fā)用側(cè)結(jié)算價格不一致導(dǎo)致的差額電費，由全體工商業(yè)用戶分享或分攤。對核電機組執(zhí)行發(fā)電側(cè)中長期交易偏差考核，其中核電機組的中長期交易偏差考核系數(shù)為0.1。
在滿足系統(tǒng)安全和電力平衡的基礎(chǔ)上，按照多發(fā)滿發(fā)原則安排核電機組發(fā)電計劃，建立核電多發(fā)超計劃電量收益回收機制。
十一、可再生能源綠電交易
貫徹落實《國家發(fā)展改革委財政部國家能源局關(guān)于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知》（發(fā)改能源〔2023〕1044號）等有關(guān)精神，按照廣東省可再生能源交易最新規(guī)則開展綠電交易，具體安排另行通知。
十二、新能源參與現(xiàn)貨市場交易
按照《廣東新能源試點參與電力現(xiàn)貨市場交易方案》等有關(guān)要求，自2024年1月起，省內(nèi)220kV及以上電壓等級的中調(diào)調(diào)管風電場站、光伏電站全部參與現(xiàn)貨交易。根據(jù)廣東省可再生能源交易最新規(guī)則，進入現(xiàn)貨市場的新能源可同時參與綠電交易。視市場運行情況，研究開展可再生發(fā)電主體超額收益測算與回收。
十三、獨立儲能參與電能量交易
按照《廣東省獨立儲能參與電能量市場交易細則（試行）》（廣東交易〔2023〕177號）等有關(guān)要求，持續(xù)推動獨立儲能試點參與中長期市場和現(xiàn)貨市場交易，做好與輔助服務(wù)市場交易的銜接。
十四、現(xiàn)貨市場雙邊報量報價試點交易
開展現(xiàn)貨市場雙邊報量報價試點交易。起步階段，允許批發(fā)用戶、具備條件的零售用戶（通過具備條件的售電公司參與）自愿選擇報量報價參與日前電能量市場出清，其余市場用戶維持現(xiàn)行的報量不報價（作為日前電能量市場結(jié)算依據(jù)）方式不變。日前電能量市場維持一次出清方式，安全約束機組組合（SCUC）按照調(diào)度機構(gòu)預(yù)測的統(tǒng)調(diào)負荷進行出清，維持現(xiàn)行機制不變；日前電能量市場安全約束經(jīng)濟調(diào)度（SCED）在現(xiàn)行機制基礎(chǔ)上將用戶側(cè)報量報價信息納入計算。具體細則另行通知。
十五、抽水蓄能電站參與現(xiàn)貨市場試點交易
落實《國家發(fā)展改革委關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號）等要求，開展抽水蓄能電站報量報價參與現(xiàn)貨市場試點交易，其抽水電價、上網(wǎng)電價按機組的分時現(xiàn)貨節(jié)點電價執(zhí)行，抽水蓄能電站容量電費維持現(xiàn)行機制不變。具體細則另行通知。
十六、電網(wǎng)企業(yè)代理購電
對暫未直接參與市場交易的工商業(yè)用戶，由電網(wǎng)企業(yè)通過市場化方式代理購電，電網(wǎng)代購用戶按有關(guān)規(guī)定參與現(xiàn)貨市場分攤分享，具體以省發(fā)展改革委發(fā)布的代購電方案為準。
十七、市場化需求響應(yīng)交易
根據(jù)廣東市場化需求響應(yīng)實施方案及配套細則，組織開展需求響應(yīng)交易，按照新型電力負荷管理系統(tǒng)建設(shè)和應(yīng)用的要求，力爭在市場購電用戶和電網(wǎng)代購用戶資源中培育形成年度最大用電負荷5%左右的穩(wěn)定調(diào)節(jié)能力。
十八、市場與計劃銜接機制
做好市場與計劃的并軌運行，進一步完善優(yōu)先購電計劃、代理購電機制與電力市場建設(shè)的有效銜接，適時推動優(yōu)先購電、代理購電分時現(xiàn)貨偏差結(jié)算，推動優(yōu)先發(fā)電（含省間送電）承擔交易計劃偏差責任，保障市場平穩(wěn)有序運行。
十九、推動輔助服務(wù)市場建設(shè)
加快構(gòu)建適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的輔助服務(wù)市場建設(shè)，試點研究開展爬坡、備用、慣量等輔助服務(wù)交易品種，以市場化競爭方式確定輔助服務(wù)提供主體并形成交易價格。
二十、跨省跨區(qū)送受電
積極推動西電市場化進程，推動跨省跨區(qū)發(fā)用電計劃逐步放開。建立跨省互送電量分配機制，作為送端省時，由電網(wǎng)企業(yè)采用掛牌交易形式向直接參與市場交易的燃煤、燃氣機組進行采購，成交不足部分按剩余空間分配至機組，將市場化采購電量作為跨省外送電量成分；作為受端省時，跨省受入電量作為電網(wǎng)代購用戶、優(yōu)先購電用戶以及線損電量的采購電源。明確省間經(jīng)濟考核費用使用方式，按照省間優(yōu)先發(fā)電計劃責任機制產(chǎn)生的省間經(jīng)濟考核費用納入省間送電降價資金，按并軌不平衡資金分攤結(jié)算處理。
二十一、與南方區(qū)域電力市場的銜接
落實國家有關(guān)要求，做好南方區(qū)域市場與廣東電力市場的有效銜接，保持廣東現(xiàn)貨市場穩(wěn)定和相對獨立，完善區(qū)域市場結(jié)算試運行期間跨省送電偏差電量處理和跨省不平衡資金省內(nèi)疏導(dǎo)機制，推動與區(qū)域市場的協(xié)同有序運行。
二十二、相關(guān)工作要求
（一）后續(xù)國家如出臺工商業(yè)用戶參與市場交易、市場價格浮動上下限等相關(guān)政策要求，按最新政策規(guī)定執(zhí)行。
（二）加強零售用戶賬號管理。零售用戶賬號應(yīng)在符合《廣東電力零售市場管理辦法》有關(guān)賬號管理要求的前提下，在廣東電力交易零售平臺辦理2024年零售合同簽訂業(yè)務(wù)。請市場用戶認真對照管理要求及相關(guān)通知開展賬號自查與整改，確保2024年電力交易業(yè)務(wù)正常開展。
（三）電網(wǎng)代購用戶可直接向廣東電力交易中心辦理注冊，在每季度最后15日前選擇下一季度起直接參與市場交易。滿足批發(fā)用戶標準的用戶，可向廣東電力交易中心提出申請，核驗通過后，可參與批發(fā)市場交易。
（四）建立健全市場風險防控機制。廣東電力市場成員要強化風險意識，落實好防控措施，共同保障電力市場平穩(wěn)運行和電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。各經(jīng)營主體要誠信經(jīng)營、理性決策，在合同簽訂時建立風險共擔利益共享的機制，暢通價格傳導(dǎo)。市場運營機構(gòu)要加強市場風險警示和市場方案、規(guī)則的宣貫，加強合同登記備案和結(jié)算管理，維護經(jīng)營主體合法利益，對未落實風險防范要求的經(jīng)營主體予以公開提醒，必要時按程序取消合同登記備案。
（五）各市場成員要嚴格遵守國家有關(guān)法律法規(guī)、電力市場規(guī)則和市場管理制度，自覺自律，不得操縱市場、損害社會公共利益和其他經(jīng)營主體的合法權(quán)益。對違反市場規(guī)則、擾亂市場秩序的行為，一經(jīng)查實，國家能源局南方監(jiān)管局會同廣東省能源局將對相關(guān)經(jīng)營主體采取中止參與交易的監(jiān)管措施，進行市場內(nèi)部曝光，并按國家信用管理規(guī)定處理；情節(jié)嚴重的，依據(jù)《電力監(jiān)管條例》《南方區(qū)域電力市場監(jiān)管實施辦法（試行）》等有關(guān)規(guī)定處理。
（六）請南方電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心做好西電送廣東年度送電計劃運行調(diào)度安排，按照西電送廣東年度計劃、西電參與市場化交易結(jié)果共同確定的送電負荷特性曲線送電。
（七）請廣東電力交易中心會同廣東省電力調(diào)度中心認真做好2024年度電力市場交易相關(guān)工作，積極落實國家和省有關(guān)工作要求，規(guī)范組織市場交易，加強市場運營監(jiān)控，確保2024年電力市場平穩(wěn)有序運行，有關(guān)情況及時報告。
廣東省能源局
國家能源局南方監(jiān)管局
2023年11月21日
