全部工商业用户入市交易，2024年广东市场规模约6000亿千瓦时，包括直接参与市场交易电量和电网代购电量。

二、市场主体准入标准

1、市场购电用户（不含电网代购）

10kV及以上工商业用户，年用电量500万kWh及以上的原则上直接参与市场交易（未及时与售电公司绑定或未参与批发市场交易的，执行保底售电）；具备条件的10kV以下工商业用户可自主选择直接参与市场交易。年用电量1000万kWh及以上的市场购电用户，可选择作为批发大用户直接参与市场交易。

2、发电企业

市场交易电源（不含市场代购电源）包括：

• ★ 中调及以上燃煤电厂

• ★ 中调及以上燃气电厂

• ★ 岭澳核电和阳江核电

• ★ 220kV及以上中调风电和光伏参与现货市场，适时参与中长期市场（含绿电交易）

3、其他经营主体

• 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

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• 三、年度交易安排

年度交易规模上限3200亿kWh。

2024年，市场参考价为0.463元/kWh，成交均价上限暂定为0.554元/kWh，下限暂定为0.372元/kWh。

四、月度及多日（周）交易安排

• ★ 月度交易：月双边、月集中（市场购电用户负荷典型参考曲线、分时段两种方式）、发电侧合同转让

• ★ 多日（周）交易：周双边、多日分时段集中

  对经营主体“年度+月度”中长期交易电量不足90%部分实施偏差考核。

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• 五、现货交易关键机制

1、变动成本补偿

• ★ 对燃煤、燃气、风电、光伏和核电等发电企业实际上网电量（或市场电量）进行变动成本补偿，度电补偿标准为机组批复上网电价（不含补贴）加超低排放电价后与市场参考价之差。根据一次能源价格传导机制调整燃煤、燃气机组变动成本补偿标准。

• ★ 发电侧变动成本补偿由全体工商业用户月度实际电量分摊。

2、用户侧峰平谷平衡机制

• ★ 继续执行用户侧峰平谷平衡机制。暂定深圳市1.53:1:0.32、其他地市1.7:1:0.38；蓄冷用户1.65:1:0.25。

• ★ 峰谷平衡机制产生的损益费用，由市场购电用户按电量比例分摊或分享。

3、市场分摊机制

• ★ 市场阻塞盈余费用由发电企业分摊或分享；

• ★ 系统运行补偿分摊费用、启动补偿分摊费用由售电公司和电网代购用户分摊；

• ★ 发用电不平衡费用由发电企业和售电公司按照相关细则分摊或分享；

• ★ 并轨不平衡费用由发电企业和全体工商业用户按照相关细则分摊或分享。

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• 六、零售电能量交易要求

按照“固定价格+联动价格+浮动费用”的模式开展零售合同签订。

固定价格。上限为0.554元/kWh，下限为0.372元/kWh。

联动价格。零售合同应不少于10%实际用电量比例的部分采用市场价格联动方式，联动价格包括月度交易综合价、月度集中竞争交易综合价、日前市场月度综合价、月度及现货偏差电量加权平均价，以上价格均包含批发市场分摊费用。

浮动费用。为可选项，上限为0.015元/kWh。

七、容量电价机制

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。

八、核电交易安排

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。

核电年度、月度中长期成交电量不足当月市场电量交易上限90%的部分，作为代理购电用户采购电量，其中核电机组按照市场参考价与月度集中竞争交易综合价的较小值结算，电网代购用户按照市场机组代购合约价格结算。核电回收资金及代购合约电量发用侧结算价格不一致导致的差额电费，由全体工商业用户分享或分摊。

对核电机组执行发电侧中长期交易偏差考核，其中核电机组的中长期交易偏差考核系数为0.1。

九、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。