市場規模：2024年廣東電力市場規模約為6000億千瓦時，與2023年5500億千瓦時的市場規模相比，增加了500億千瓦時。

市場主體準入標準：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。

對于2023年已經參與市場交易的用戶，以及年用電量滿足500萬千瓦時的 10kV 及以上工商業用戶，2024年均需直接參與市場交易，未及時與售電公司簽訂2024 年零售合同或未參與批發市場交易的，將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。

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。

在發電側經營主體中提及，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。

年度交易安排：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。

電能量零售交易模式：按照“固定價格+聯動價格+浮動費用”的模式開展電能量零售合同簽訂，其中：

固定價格：上限為 0.554 元/千瓦時，下限為 0.372 元/千瓦時。

聯動模式：最低10%實際用電量比例的部分采用市場價格聯動方式。

浮動費用：上限由2023年的0.02 元/千瓦時調整為 0.015 元/千瓦時，下限為 0 元/千瓦時。

綠電零售交易模式：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，其中：固定價格：上限為 0.05 元/千瓦時，下限為 0 元/千瓦時。

峰平谷比例：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平谷比例不變（深圳暫定1.53:1:0.32，其他地市暫定1.7:1:0.38，蓄冷用戶暫定1.65:1:0.25）。

隨著新能源全面參與電力現貨市場交易，由此帶來的電價波動性愈發凸顯。在此前山東、山西的現貨交易試點中，新能源上網電價均出現了不同程度的下降。

可以預見的是，隨著新能源裝機占比快速提高，正進一步推動電力現貨交易的推行，新能源投資模型也需要隨著電力市場的發展進行調整。

（以下為原文件）