南方(以广东起步)电力现货市场建设实施方案(试行) 　　为深入贯彻落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》《中共 广东省委 广东省人民政府关于进一步深化电力体制改革的实施意见》以及电力体制改革配 套文件精神，按照《国家发展改革委 国家能源局关于印发〈电力现货市场基本规则（试 行）〉的通知》（发改能源规〔2023〕1217 号）、《国家发展改革委办公厅 国家能源 局综合司关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔 2023〕813 号）、《国家发展改革委 国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》 （发改体改〔2022〕118 号）、《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于加快推 进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129 号）、《国家发展改革委 关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439 号）、 《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》 （发改办能源〔2017〕1453 号）等相关工作要求，进一步深化广东电力市场化改革，加 快建设南方（以广东起步）电力现货市场，结合广东实际，制定本实施方案。 　　一、总体要求 　　以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大精神，按照 国家和省委、省政府有关深化电力体制改革的部署，落实碳达峰碳中和目标要求，统筹发 展和安全，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，积极稳妥推进 南方（以广东起步）电力现货市场建设，逐步建立交易品种齐全、功能完备的电力市场体 系，完善市场化电力电量平衡机制和价格形成机制，促进电力资源优化配置和系统效率提 升，促进建立全国统一电力市场体系，确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，深化 电力体制改革加快构建新型电力系统，促进形成清洁低碳、安全高效的现代能源体系。 　　二、建设目标 　　建立“中长期+现货+辅助服务”的电力市场体系。中长期市场主要指多日以上周期的电 能量交易市场，采用场内集中交易与场外协商交易互补的模式。现货市场指日前和实时的 电能量交易市场，采用全电量竞价的模式，按照“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”的 方式起步，逐步过渡到发用双边报量报价模式。辅助服务市场指为维护电力系统安全稳定 运行、保证电能质量所开展的交易，包括调频、备用等辅助服务市场。有序放开发用电计 划，不断扩大发用两侧市场交易规模。建立完善可再生能源电力消纳保障、需求响应、储 能参与市场交易和容量补偿等机制。有序推进西电东送市场化进程，推动开展直接交易， 实现广东电力市场与南方区域市场的有效衔接。 　　条件成熟时，研究建立输电权交易机制、容量市场；探索开展电力期货和电力场外衍 生品等交易；建立健全适应新型能源体系的市场交易机制，促进电力市场与一次能源、碳 排放等市场的良好衔接。 　　三、市场建设主要内容 　　（一）市场架构 　　广东电力市场分为电力批发市场和电力零售市场。 　　电力批发市场指发电企业、售电公司、电力批发用户以及负荷聚合商和独立储能等新 型经营主体通过市场化方式开展电力交易的市场。电力批发市场采用“电能量市场+辅助服 务市场”的市场架构；通过双边协商、集中竞争、挂牌等多种方式，实现中长期电能量市场 的灵活交易；建设全电量竞价的日前、实时现货电能量市场，形成基于节点边际电价的发 用两侧现货市场价格；建设调频、备用等辅助服务市场，形成市场化的辅助服务调用和价 格机制。 　　电力零售市场指售电公司与电力用户之间开展电力交易的市场。电力零售市场由售电 公司与电力用户自主签订零售合同、建立零售关系，根据合同约定价格进行结算。为促进 零售市场有序竞争，设置售电公司零售市场份额上限。 　　（二）市场成员 　　1.经营主体。经营主体包括各类型发电企业、电力用户（含电网代理购电用户）、售 电公司和新型经营主体（含分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等），应符合国家 和广东省有关准入要求，具备满足参与电力现货市场交易的计量、通信等技术条件，按照 规定程序完成准入，在广东电力交易中心注册；有序推动工商业用户全部进入电力市场， 鼓励支持 10 千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围， 未直接参与市场交易的由电网企业代理购电。经营主体应遵守电力市场运营规则，接受能 源监管机构、政府部门的监督和电力调度机构的统一调度，服从市场管理。 　　除保留部分低价电源用于保障居民、农业用电外，煤电、气电、核电、可再生能源发 电、抽水蓄能电站、新型经营主体、西电（外来电）有序参与电力市场交易，燃煤、燃气 发电电量原则上全部进入电力市场。 　　2.电网企业。电网企业包括中国南方电网有限责任公司及超高压输电公司、广东电网 有限责任公司、深圳供电局有限公司以及地方供电企业（含增量配电网企业），按规定承 担本营业区域内用户保底供电服务，向售电公司开放签约用户的分时用电数据。广东电网 有限责任公司统一负责省内电量数据的交互。 　　3.市场运营机构。市场运营机构包括广东电力交易中心和广东省电力调度中心。 　　（三）电网企业代理购电 　　为落实国家优先发电、优先购电计划和电网企业代理购电制度，尚未进入市场的优先 发电电量由电网企业按现行价格机制收购，优先满足居民、农业用户用电和线损电量需要 剩余电量暂作为电网企业代理暂无法直接参与交易的工商业用户购电的电量来源。落实国 家和省有关电网企业代理购电政策要求，规范开展电网企业代理购电。做好计划与市场有 效衔接，加强代理购电机制、优先购电计划与电力市场建设的协同，推进优先购电、代理 购电偏差结算。 　　（四）中长期市场交易机制 　　中长期市场交易主要提供年、月、周、多日等多频次交易品种，推进中长期分时段交 易，发挥电力市场“压舱石”作用，防范市场价格大幅波动的风险。 　　1.交易方式。包括但不限于双边协商、挂牌、集中竞争等方式。 　　（1）双边协商交易。经营主体通过自主协商形成交易结果的交易方式，由合约双方 在规定时间节点前通过交易系统完成交易申报与确认，采用自定义分解曲线，经交易校核 通过后生效。 　　（2）挂牌交易。经营主体对外发布需求电量或者可提供电量的数量和价格等信息要 约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，采用自定义分解曲线，经交易校核 通过后生效。 　　（3）集中竞争。包含集中竞价交易和滚动撮合交易，其中，集中竞价交易按照统一 出清方式成交；滚动撮合交易按照价格优先、时间优先的原则进行滚动撮合成交。采用常 用分解曲线，经交易校核通过后生效。 　　经营主体可通过线下协商交易或线上集中交易的方式 转让合约电量。 　　2.中长期交易约束。为防范市场风险，保障市场平稳运行，设置相关中长期交易约束， 中长期交易需满足下述约束条件： 　　（1）经营主体约束。发电企业、新型经营主体、电力用户和有实际用户代理关系的 售电公司等参与交易。 　　（2）交易电量约束。根据发电侧经营主体的实际发电能力、用电侧经营主体的历史 用电量或用电需求，设置经营主体净合约电量约束和累计交易电量约束。 　　（3）交易调整约束。经营主体在单个交易日内，对同一标的只可进行买入或卖出的 单一操作，以其第一笔成交合约电量的方向为准。对合约电量的大额调整交易进行限制。 　　（4）履约担保约束。根据经营主体的信用额度，量化计算出对应的可交易电量上限。 　　（五）电力现货市场交易机制 　　按照日前市场申报、日前及实时出清（包括安全校核）、发电调度执行的流程开展现 货交易组织，根据运行情况不断完善电力现货市场出清机制，通过市场机制进行必要的阻 塞管理和运行考核。 　　1.日前市场。日前市场采用全电量申报、集中优化出清的方式开展。起步采用“发电侧 报量报价、用户侧报量不报价”方式组织日前市场，逐步过渡到“发电侧报量报价、用户侧 报量报价”方式。综合考虑负荷预测、西电、非直接参与市场交易机组出力曲线、发输变电 设备检修计划、发电机组运行约束条件、电网安全运行约束条件等边界，以社会福利最大 化为优化目标，采用安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）方法进行 集中优化计算，出清得到运行日的机组开机组合、分时发电出力曲线以及分时节点电价。 　　2.实时市场。根据发电侧在日前市场中的申报信息，基于最新的电网运行状态与超短 期负荷预测信息，以社会福利最大化为优化目标，采用安全约束经济调度（ SCED）方法 进行集中优化计算，出清得到各发电机组需要实际执行的发电计划和实时节点电价。 　　3.安全校核。现货电能量及调频等辅助服务市场的安全校核与市场出清同步进行，市 场出清结果应严格满足国家、省和行业的政策、标准要求，并确保电网安全稳定运行、电 力供需平衡以及清洁能源消纳。 　　（六）辅助服务市场 　　初期，以南方区域调频、跨省备用辅助服务市场与现货电能量市场分开独立运行起步 逐步建立省内备用、爬坡等辅助服务交易品种，条件成熟时实现与现货电能量市场联合优 化出清。辅助服务市场通过集中竞争方式形成出清结果。 　　（七）电价形成机制 　　中长期电能量通过双边协商、挂牌和集中竞争等交易方式形成市场价格；现货电能量 通过集中竞争方式，形成分时节点电价作为市场价格。市场机组代理购电电量应用市场方 式形成价格（接受市场价格或直接交易形成价格）。市场用户结算价格由电能量市场价格 上网环节线损费用、输配电价（含交叉补贴）、政府性基金及附加、系统运行费（包括辅 助服务费用、抽水蓄能容量电费等）、市场分摊费用等构成，具体在相关方案及规则中明 确。合理设置价格上下限值。 　　（八）市场化需求响应 　　构建全省统一的市场化需求响应机制体系，发挥市场价格对负荷调节的激励作用；参 与市场化需求响应的经营主体为电力用户和代理需求响应资源的售电公司、负荷聚合商， 费用由需求地区工商业用户等承担。 　　（九）可再生能源电力交易 　　引入有可再生能源电力消纳需求的电力用户，通过售电公司或直接与符合条件的风电 （含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电 生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生发电企业开展交易，以市场化方式引导绿 色电力消费。建立健全与新能源特性相适应的中长期市场交易和电力现货市场交易机制。 　　（十）与南方区域电力市场衔接 　　贯彻落实国家关于全国统一电力市场及南方区域电力市场建设的部署要求，在充分模 拟论证的基础上，稳步推进南方区域电力市场建设，加大跨区跨省余缺互济力度，促进资 源在更大范围优化配置，实现多层次电力市场协同运行。推动在南方区域电力市场建设中 充分吸纳广东电力市场建设成果，按照“市场两级运作、协同运行”原则，研究制定广东电 力市场与南方区域电力市场衔接方案，保持广东电