提炼16个细则！广东2024年电力交易方案出台

1.市场规模：2024年广东电力市场规模约为6000亿千瓦时，包括直接参与市场交易电量和电网企业代理购电电量。

2.用户市场主体：10kV及以上电压等级用户可以直接参与市场，其中年用电量500万千瓦时及以上的工商业用户原则上直接参与市场交易，未及时与售电公司签订2024年零售合同或参与批发市场交易的，视同市场购电用户，按照电力市场保底售电有关规定，通过保底售电公司购电，执行保底零售价格，并承担市场分摊费用。

3.核电参与市场化交易安排：2024 年，安排岭澳、阳江核电年度市场化电量约 195 亿千瓦时。核电机组与售电公司可通过年度、月度各交易品种形成中长期合约电量、价格及曲线。对核电机组的年度、月度中长期交易电量，按照对应交易品种成交均价与市场参考价之差（负值置零）的 85%从核电机组进行回收，后续视市场运行情况进行调整。

4.年度交易规模：2024 年，按照目前用户侧市场注册情况，并考虑年用电量 500 万千瓦时及以上的电网代购用户直接参与市场，安排年度交易规模上限 3200 亿千瓦时，成交电量达到 3200 亿千瓦时结束年度交易。交易价格：按照“基准价+上下浮动”的原则，根据燃煤基准价0.453元/千瓦时上下浮动20%形成年度交易成交均价上下限。2024年，市场参考价为 0.463 元/千瓦时，年度交易成交均价上限暂定为 0.554 元/千瓦时，下限暂定为 0.372 元/千瓦时。（基准价维持不变）   

5.零售交易模式：继续维持2023年“固定价格+联动价格+浮动费用”的模式。固定价格。上限为 0.554 元/千瓦时，下限为 0.372 元/千瓦时（维持不变）。浮动费用为可选项，售电公司和零售用户可在零售合同约定对全电量收取浮动费用，上限为 0.015 元/千瓦时，下限为 0 元/千瓦时。

6.批发零售匹配：售电公司于 2023 年底签订的年度交易电量与零售合同固定价格电量应合理匹配，对超过合理偏差范围的电量按照一定标准征收额外履约担保，具体按照最新的履约风险管理实施细则执行。视市场运行情况，建立超出较大范围的偏差电量考核机制。

7.容量电价：根据《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）等文件精神，建立我省容量电价机制，有关发电机组获得容量电费，工商业用户分摊容量电费，具体方案由省发展改革委另行通知。

8.新能源参与现货市场交易：按照《广东新能源试点参与电力现货市场交易方案》等有关要求，自 2024 年 1 月起，省内 220kV 及以上电压等级的中调调管风电场站、光伏电站全部参与现货交易。根据广东省可再生能源交易最新规则，进入现货市场的新能源可同时参与绿电交易。视市场运行情况，研究开展可再生发电主体超额收益测算与回收。

9.独立储能准入条件：按《广东省独立储能参与电能量市场交易细则（试行）》（广东交易〔2023〕177 号）执行。推动抽水蓄能等主体试点参与现货市场交易。

10.开展现货市场双边报量报价试点交易。起步阶段，允许批发用户、具备条件的零售用户（通过具备条件的售电公司参与）自愿选择报量报价参与日前电能量市场出清，其余市场用户维持现行的报量不报价（作为日前电能量市场结算依据）方式不变。日前电能量市场维持一次出清方式，安全约束机组组合（SCUC）按照调度机构预测的统调负荷进行出清，维持现行机制不变；日前电能量市场安全约束经济调度（SCED）在现行机制基础上将用户侧报量报价信息纳入计算。具体细则另行通知。

11.做好南方区域市场与广东电力市场的有效衔接。保持广东现货市场稳定和相对独立，完善区域市场结算试运行期间跨省送电偏差电量处理和跨省不平衡资金省内疏导机制，推动与区域市场的协同有序运行。

12.售电公司于 2023 年底签订的年度交易电量与零售合同固定价格电量应合理匹配。对超过合理偏差范围的电量按照一定标准征收额外履约担保，具体按照最新的履约风险管理实施细则执行。视市场运行情况，建立超出较大范围的偏差电量考核机制。

16.市场与计划衔接机制：做好市场与计划的并轨运行，进一步完善优先购电计划、代理购电机制与电力市场建设的有效衔接，适时推动优先购电、代理购电分时现货偏差结算，推动优先发电(含省间送电)承担交易计划偏差责任，保障市场平稳有序运行。