11月21日，廣東省能源局、國家能源局南方監管局聯合發布了《關于2024年電力市場交易有關事項的通知》，對于廣東省2024年電力交易重要事項做了明確指示，該通知指出，2024年廣東省電力市場交易將按照“集中管理、統一結算、公開透明”的原則進行，并且將進一步加強對市場主體的管理和監管。
同時，通知還對廣東省2024年電力交易的一些重要事項做了明確指示。例如，市場主體將需要按照規定提交真實、準確、完整的交易信息，并且需要遵守市場規則和監管要求。
此外，通知還規定了市場主體的責任和義務，并要求市場主體必須遵守市場規則和監管要求。 此外，通知還強調了電力市場交易的穩定性和安全性。為了保證電力市場的穩定運行，通知要求市場主體必須采取必要的措施來確保電力系統的穩定和安全。
同時，為了保障電力市場的公平性和公正性，通知還要求市場主體必須遵守市場規則和監管要求，并接受監管機構的監督和管理。
要點如下：
1.市場規模：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。
2.用戶市場主體：10kV及以上電壓等級用戶可以直接參與市場，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，未及時與售電公司簽訂2024年零售合同或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。
3.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。
4.年度交易規模：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。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。(基準價維持不變)
5.零售交易模式：繼續維持2023年“固定價格+聯動價格+浮動費用”的模式。固定價格。上限為 0.554 元/千瓦時，下限為 0.372 元/千瓦時(維持不變)。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。
6.批發零售匹配：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。
7.容量電價：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。
8.新能源參與現貨市場交易：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。
9.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。推動抽水蓄能等主體試點參與現貨市場交易。
10.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。
11.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。
12.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。
13.一次能源價格傳導機制：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。
14.可再生能源綠電交易：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。
15.跨省跨區送受電：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。
16.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。
