各地級以上發展改革局（委），廣州市工業和信息化局、惠州市能源和重點項目局，廣東電網公司、深圳供電局有限公司、南方電網電力調度控制中心、廣州電力交易中心、廣東電力交易中心，各經營主體：

　　為貫徹落實國家和省關于深化電力體制改革和電力市場建設有關工作部署，組織做好我省2024年電力市場建設運行工作，經會同各方認真研究，我們組織制定了我省2024年電力市場交易方案，現將我省2024年電力市場交易有關事項通知如下：

　　落實國家關于有序推動全部工商業用戶進入電力市場的要求，2024年廣東電力市場規模約為6000億千瓦時，包括直接參與市場交易電量和電網企業代理購電電量。

　　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）和電網企業代理購電的用戶（簡稱“電網代購用戶”，下同）。

　　1.市場購電用戶。鼓勵10kV及以上工商業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用戶原則上直接參與市場交易；具備條件的10kV以下工商業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，可作為批發用戶直接參與批發市場交易或通過售電公司參與市場交易。除批發用戶外，其他市場購電用戶僅可通過售電公司參與市場交易。

　　2.電網代購用戶。對未從市場直接購電的工商業用戶，統一由電網企業代理購電。

　　發電側經營主體包括兩類：一類是直接參與市場交易的電源（簡稱“市場交易電源”，下同）；另一類是電網企業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。

　　省內燃煤電廠上網電量（含自備電廠上網電量）全部進入市場。其中，中調及以上燃煤電廠（含“點對網”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，一經選擇作為市場交易電源后，不允許改為市場代購電源；省內燃煤自備電廠上網電量進入市場，僅作為市場代購電源。

　　省內燃氣電廠中，中調及以上燃氣電廠上網電量均進入市場，全部機組須作為市場交易電源；地調燃氣電廠可選擇是否進入市場，一經進入后不允許退出，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，一經選擇作為市場交易電源后，不允許改為市場代購電源。

　　220kV及以上電壓等級的中調調管風電場站、光伏電站全部作為市場交易電源，參與現貨市場交易，適時參與中長期市場交易（含綠電交易）；參加綠電交易的發電企業準入條件按廣東可再生能源交易最新規則執行。

　　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）執行。

　　根據《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）、《國家發展改革委辦公廳關于進一步做好電網企業代理購電工作的通知》（發改辦價格〔2022〕1047號）、《廣東省發展改革委關于進一步深化我省電價改革有關問題的通知》（粵發改價格〔2021〕402號）等有關文件精神，結合市場運行實際，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及以上工商業用戶，其2024年全部工商業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規定，通過保底售電公司購電，執行保底零售價格，并承擔市場分攤費用。電網企業根據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及以上工商業用戶企業名單，由廣東電力交易中心在交易系統（平臺）發布。

　　2.市場購電用戶可申請改為電網企業代理購電，無正當理由的情況下改為電網企業代理購電的，其價格按電網企業代理購電價格的1.5倍執行。

　　3.市場用戶在直接參與年度交易及后續批發市場交易前，應向廣東電力交易中心申請作為批發用戶，未申請的默認為零售用戶，以月度為周期進行批發、零售交易的權限變更。批發用戶未參與交易但發生實際用電的，按照批發市場規則進行結算。

　　4.市場購電的高耗能用戶交易電價不受上浮20%限制，有關要求按國家最新政策規定執行。已參與市場購電的高耗能用戶不得退出市場交易。

　　批發市場方面。經營主體按照絕對價格模式簽訂批發市場合同，中長期交易、現貨交易形成電能量絕對價格交易結果，并繼續應用機組變動成本補償。

　　零售市場方面。經營主體按照絕對價格模式簽訂零售合同，同時繼續應用用戶側峰谷平衡機制，加強與分時電價政策的銜接，引導用戶削峰填谷。

　　2024年，按照目前用戶側市場注冊情況，并考慮年用電量500萬千瓦時及以上的電網代購用戶直接參與市場，安排年度交易規模上限3200億千瓦時，成交電量達到3200億千瓦時結束年度交易。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模上限的比例不應超過20%。主要安排如下：

　　1.交易品種。年度交易包括雙邊協商交易、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束后若仍有剩余電量，經營主體可在2024年內每月提交后續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置，日分時比例按峰、平、谷各時段小時均分設置。

　　3.交易價格。按照“基準價+上下浮動”的原則，根據燃煤基準價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。

　　1.請各發電企業和售電公司（含批發用戶，下同）根據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.允許發電企業和售電公司按需簽訂后續月份不同周期（如年、半年、季度或多月等）的年度中長期合同。

　　3.在雙方協商一致的情況下，經營主體可按月調整后續月份年度雙邊協商合同價格，合同電量不允許調整。廣東電力交易中心每季度統計并披露調整后的年度合同均價。

　　4.發布統調負荷典型參考曲線、市場購電用戶負荷典型參考曲線兩類典型曲線供經營主體參考，經營主體應根據自身實際和發用電需求簽訂合同分解曲線.發電企業和售電公司應在年度雙邊協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。

　　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，包括雙邊協商、集中競爭交易、發電側合同轉讓等品種，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）交易品種以及相關參數視市場運行情況進行調整，具體以現貨結算運行實施方案為準。

　　在統計年度、月度雙邊協商交易相關的市場價格時，同一集團發電企業、售電公司的年度、月度雙邊協商交易成交電量按50%權重計算，后續視運行情況進行調整。對經營主體“年度+月度”中長期交易電量不足90%部分實施偏差考核。后續國家如出臺相關政策要求，按最新政策規定執行。

　　根據機組實際上網電量（或市場電量）和度電補償標準，計算燃煤、燃氣、風電、光伏和核電等發電企業變動成本補償金額，度電補償標準為機組批復上網電價（不含補貼）加超低排放電價后與市場參考價之差，機組批復上網電價按政府最新價格政策文件執行。根據一次能源價格傳導機制調整燃煤、燃氣機組變動成本補償標準。發電側變動成本補償由全體工商業用戶按月度實際用電量比例共同承擔。

　　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調整），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《關于進一步完善我省峰谷分時電價政策有關問題的通知》（粵發改價格〔2021〕331號）的規定執行；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行。原不執行峰谷價格政策的用戶不應用峰谷平衡機制。

　　現貨市場分攤費用包括但不限于：市場阻塞盈余、系統運行補償、啟動補償、發用電不平衡、并軌不平衡等費用。其中，市場阻塞盈余費用由發電企業分攤或分享；系統運行補償分攤費用、啟動補償分攤費用由售電公司和電網代購用戶分攤；發用電不平衡費用由發電企業和售電公司按照相關細則分攤或分享；并軌不平衡費用由發電企業和全體工商業用戶按照相關細則分攤或分享。

　　上述現貨市場關鍵機制及相關參數將根據市場運行實際情況進行動態調整，具體以現貨結算運行方案為準。

　　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：

　　聯動價格。零售合同中應不少于10%實際用電量比例的部分采用市場價格聯動方式，聯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、月度及現貨偏差電量加權平均價，以上價格均包含批發市場分攤費用。其中，聯動日前市場月度綜合價或月度及現貨偏差電量加權平均價的比例不得大于20%，且不能同時聯動。

　　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。

　　按照“固定價格+聯動價格+偏差費用”的模式，開展綠電零售合同簽訂，具體包括：

　　上述模式中，固定價格電量與聯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，考核系數上限為0.2，下限為0。

　　零售用戶電費由零售合同電費、輸配電費、上網環節線損費用、系統運行費用、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、聯動價格、浮動費用、綠證（綠色環境價值）等價格及電量比例計算執行。

　　輸配電費。對原執行非峰谷價格政策的市場購電用戶，按固定的輸配電價收??；對原執行峰谷價格政策的市場購電用戶，輸配電價按照我省規定的峰谷時段、峰谷比價執行，深圳的市場購電用戶應用的輸配電價按深圳市峰谷分時電價政策執行。電網企業按照政府核定公布的輸配電價收取相應的輸配電費。市場購電用戶繳納的輸配電費與電網企業收取的輸配電費之間的差額資金，納入用戶側峰谷平衡費用。

　　上網環節線損費用。按照《廣東省發展改革委轉發國家發展改革委關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》（粵發改價格〔2023〕148號）要求執行。

　　系統運行費用。包括輔助服務費用、抽水蓄能容量電費和容量電費分攤費用。其中，輔助服務費用按國家相關政策和輔助服務市場規則執行；抽水蓄能容量電費按照《廣東省發展改革委轉發國家發展改革委關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》（粵發改價格〔2023〕148號）相關要求執行；容量電費分攤費用按照相關規定執行。

　　其他分攤費用。包括保障居民農業用電價格穩定的新增損益（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。保障居民農業用電價格穩定的新增損益（含變動成本補償分攤電費）、峰谷平衡損益費用等根據有關方案和市場規則計算，其中，保障居民農業用電價格穩定的新增損益（含變動成本補償分攤電費）由全部工商業用戶分攤或分享，峰谷平衡損益費用直接由市場購電用戶分攤或分享。

　　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平均價×峰段系數f1×0.25收取；尖峰輸配電價加價電費按照對應各類別、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行。市場購電用戶尖峰電價的實施范圍、執行時間、執行時段按照有關文件規定執行。

　　1.對原執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、價格峰谷比按照規定的峰谷時段和峰平谷f1：1：f2的比例要求執行（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調整）。

　　2.同一用戶中，原執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算，原執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算。

　　3.售電公司和零售用戶可根據電力供需形勢和一次能源成本情況，簽訂后續月份不同周期（如年、半年、季度或多月等）的零售合同。

　　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動條款。

　　6.售電公司和零售用戶應按照零售平臺中的零售合同模板建立零售關系并固化零售結算模式，交易中心以雙方在零售平臺簽訂的零售合同作為結算依據。

　　7.售電公司應統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，選擇簽訂相應的零售合同模式。

　　8.售電公司應綜合考慮中長期電能量電費、現貨電能量電費、考核電費、市場分攤及返還電費（包括系統運行補償分攤電費、啟動補償分攤電費、發用電不平衡費用分攤或分享、偏差收益轉移返還電費分享、機組中長期交易偏差考核電費分享）等批發市場購電成本，與零售用戶協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。

　　根據《國家發展改革委國家能源局關于建立煤電容量電價機制的通知》（發改價格〔2023〕1501號）等文件精神，建立我省容量電價機制，有關發電機組獲得容量電費，工商業用戶分攤容量電費，具體方案由省發展改革委另行通知。

　　根據國家最新政策規定，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，相關費用由全部工商業用戶分攤或分享。具體方案另行制定。

　　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，后續視市場運行情況進行調整。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算，電網代購用戶按照市場機組代購合約價格結算。核電回收資金及代購合約電量發用側結算價格不一致導致的差額電費，由全體工商業用戶分享或分攤。對核電機組執行發電側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為0.1。

　　在滿足系統安全和電力平衡的基礎上，按照多發滿發原則安排核電機組發電計劃，建立核電多發超計劃電量收益回收機制。

　　貫徹落實《國家發展改革委財政部國家能源局關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》（發改能源〔2023〕1044號）等有關精神，按照廣東省可再生能源交易最新規則開展綠電交易，具體安排另行通知。

　　按照《廣東新能源試點參與電力現貨市場交易方案》等有關要求，自2024年1月起，省內220kV及以上電壓等級的中調調管風電場站、光伏電站全部參與現貨交易。根據廣東省可再生能源交易最新規則，進入現貨市場的新能源可同時參與綠電交易。視市場運行情況，研究開展可再生發電主體超額收益測算與回收。

　　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）等有關要求，持續推動獨立儲能試點參與中長期市場和現貨市場交易，做好與輔助服務市場交易的銜接。

　　開展現貨市場雙邊報量報價試點交易。起步階段，允許批發用戶、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行的報量不報價（作為日前電能量市場結算依據）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）按照調度機構預測的統調負荷進行出清，維持現行機制不變；日前電能量市場安全約束經濟調度（SCED）在現行機制基礎上將用戶側報量報價信息納入計算。具體細則另行通知。

　　落實《國家發展改革委關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發改價格〔2021〕633號）等要求，開展抽水蓄能電站報量報價參與現貨市場試點交易，其抽水電價、上網電價按機組的分時現貨節點電價執行，抽水蓄能電站容量電費維持現行機制不變。具體細則另行通知。

　　對暫未直接參與市場交易的工商業用戶，由電網企業通過市場化方式代理購電，電網代購用戶按有關規定參與現貨市場分攤分享，具體以省發展改革委發布的代購電方案為準。

　　根據廣東市場化需求響應實施方案及配套細則，組織開展需求響應交易，按照新型電力負荷管理系統建設和應用的要求，力爭在市場購電用戶和電網代購用戶資源中培育形成年度最大用電負荷5%左右的穩定調節能力。

　　做好市場與計劃的并軌運行，進一步完善優先購電計劃、代理購電機制與電力市場建設的有效銜接，適時推動優先購電、代理購電分時現貨偏差結算，推動優先發電（含省間送電）承擔交易計劃偏差責任，保障市場平穩有序運行。

　　加快構建適應新型電力系統的輔助服務市場建設，試點研究開展爬坡、備用、慣量等輔助服務交易品種，以市場化競爭方式確定輔助服務提供主體并形成交易價格。

　　積極推動西電市場化進程，推動跨省跨區發用電計劃逐步放開。建立跨省互送電量分配機制，作為送端省時，由電網企業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代購用戶、優先購電用戶以及線損電量的采購電源。明確省間經濟考核費用使用方式，按照省間優先發電計劃責任機制產生的省間經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算處理。

　　落實國家有關要求，做好南方區域市場與廣東電力市場的有效銜接，保持廣東現貨市場穩定和相對獨立，完善區域市場結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疏導機制，推動與區域市場的協同有序運行。

　　（一）后續國家如出臺工商業用戶參與市場交易、市場價格浮動上下限等相關政策要求，按最新政策規定執行。

　　（二）加強零售用戶賬號管理。零售用戶賬號應在符合《廣東電力零售市場管理辦法》有關賬號管理要求的前提下，在廣東電力交易零售平臺辦理2024年零售合同簽訂業務。請市場用戶認真對照管理要求及相關通知開展賬號自查與整改，確保2024年電力交易業務正常開展。

　?。ㄈ╇娋W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，可參與批發市場交易。

　?。ㄋ模┙⒔∪袌鲲L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運行和電力系統安全穩定運行。各經營主體要誠信經營、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。市場運營機構要加強市場風險警示和市場方案、規則的宣貫，加強合同登記備案和結算管理，維護經營主體合法利益，對未落實風險防范要求的經營主體予以公開提醒，必要時按程序取消合同登記備案。

　?。ㄎ澹└魇袌龀蓡T要嚴格遵守國家有關法律法規、電力市場規則和市場管理制度，自覺自律，不得操縱市場、損害社會公共利益和其他經營主體的合法權益。對違反市場規則、擾亂市場秩序的行為，一經查實，國家能源局南方監管局會同廣東省能源局將對相關經營主體采取中止參與交易的監管措施，進行市場內部曝光，并按國家信用管理規定處理；情節嚴重的，依據《電力監管條例》《南方區域電力市場監管實施辦法（試行）》等有關規定處理。

　　（六）請南方電網電力調度控制中心做好西電送廣東年度送電計劃運行調度安排，按照西電送廣東年度計劃、西電參與市場化交易結果共同確定的送電負荷特性曲線送電。

　?。ㄆ撸┱垙V東電力交易中心會同廣東省電力調度中心認線年度電力市場交易相關工作，積極落實國家和省有關工作要求，規范組織市場交易，加強市場運營監控，確保2024年電力市場平穩有序運行，有關情況及時報告。