近日，《南方(以广东起步)电力现货市场建设实施方案(试行)》发布，明确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。

广东省发展改革委印发《南方(以广东起步)电力现货市场建设实施方案(试行)》，提到将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。

文件明确，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。

可再生能源电力交易内容为，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。

附：广东省发展改革委国家能源局南方监管局关于印发《南方(以广东起步)电力现货市场建设实施方案(试行)》的通知

粤发改能源〔2023〕304号

省深化电力体制改革部门间联席会议成员单位，各地级以上市发展改革局（委）、广州市工业和信息化局、惠州市能源和重点项目局，南方电网公司、广东电网公司、深圳供电局有限公司、广州电力交易中心、广东电力交易中心，各经营主体：

《南方（以广东起步）电力现货市场建设实施方案（试行）》已经省深化电力体制改革部门间联席会议研究审议通过，现印发给你们，请认真组织实施。

广东省发展改革委国家能源局南方监管局

2023年10月23日

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，保持广东电力市场稳定。推动南方区域电力市场建立西电东送激励约束机制，更好保障国家西电东送战略落实。按照“谁造成、谁承担”原则，妥善处理跨省跨区市场运行产生的不平衡资金问题。基于权责一致原则，广州电力交易中心主要负责跨省跨区电力市场交易业务，广东电力交易中心负责广东省内电力市场交易业务。推动完善跨省区中长期市场机制，有序稳妥推动西电与省内用户（售电公司）进行直接交易。

（十一）技术支持系统

基于广东电力市场运行特点，建立完善广东电力市场技术支持系统，主要包括广东电力市场交易系统以及与市场交易有关的电力调度运行技术支持系统等。技术支持系统须对电力市场的经营主体注册管理、数据申报、合同分解与管理、市场出清、调度计划编制、安全校核、辅助服务、市场信息发布、市场结算、市场运行监控等运作环节提供技术支撑，必须符合有关技术标准、行业标准等要求，保障交易安全、数据安全和网络安全。市场成员可根据业务需要建设相应的信息化业务平台，按照相关信息化管理要求和数据接口规范接入电力市场技术支持系统。

（十二）配套关键机制

1.发电侧变动成本补偿。为解决不同类型机组燃料成本差异较大的问题，应用发电侧变动成本补偿机制，对发电企业实际上网电量进行补偿，实现各类型机组同平台竞争。变动成本补偿费用由全部工商业用户承担。后续研究完善各类型机组同平台竞争机制，实现机组上网电价全部由市场交易形成，不再实施变动成本补偿。

2.峰谷平衡机制。为加强与分时电价政策的衔接，引导用户削峰填谷，根据电力现货市场形成的峰谷价格实际情况，按照峰平谷比例要求，建立临时性的用户侧峰谷平衡机制，应用峰谷平衡机制所产生的损益资金由市场购电用户按比例分摊或分享。原不执行峰谷价格政策的用户不应用峰谷平衡机制。后续研究进一步拉大市场峰谷价差的措施方法，逐步取消峰谷平衡机制。

3.系统运行补偿。为补偿因系统原因开机、但在现货电能量交易中无法定价、且收益低于运行成本的机组，应用机组系统运行补偿机制。

4.容量补偿机制。为促进市场化机组、储能电站等固定成本有效回收，保障电力系统长期容量的充裕性，研究建立容量补偿机制。容量补偿费用标准根据机组（电站）投资建设成本及市场运行情况进行测算。后续研究建立容量市场机制。

5.发电成本测算。建立机组启动成本、变动成本等测算机制，综合考虑机组类型、容量级别、发电能耗、地理位置等因素进行测算，用于交易申报、市场出清、系统运行补偿、市场力检测及缓解、报价行为评估等环节。

6.价格传导机制。采用经营主体签订一定比例的分成模式零售合同等方式，将批发价格和分摊费用有效传导至零售侧；鼓励经营主体在零售合同中增加一次能源价格联动的条款，将批发侧燃料成本向零售用户疏导。

7.市场管控机制。当发生重大政策变化、存在重大市场风险、电力供应过于紧张或富余、一次能源价格发生重大变化、严重自然灾害等情况时，根据需要采取市场管控措施，确保市场平稳有序运行。

四、市场运行管理

（一）年度市场安排

广东省能源局会同国家能源局南方监管局，组织广东电力交易中心、广东省电力调度中心研究制定年度市场交易安排方案，方案原则上于上一年底发布。年度市场交易安排方案应征求市场管委会成员和经营主体意见，分析研判市场运行风险，并制定相应的应对措施。年度市场交易安排方案包括但不限于以下内容：经营主体准入条件、年度市场规模、市场模式、交易品种、中长期交易合同签订、年度交易上限、市场主要交易参数以及其他相关工作要求等。

（二）准入注册

经营主体参与电力市场化交易，应当符合准入条件，在广东电力交易中心办理相关市场准入、注册业务。符合准入条件的发电机组，由发电企业向广东电力交易中心申请注册；符合准入条件的售电公司按照注册、承诺、公示、备案的流程在广东电力交易中心办理注册，纳入售电公司准入目录；符合准入条件的电力用户、新型经营主体向广东电力交易中心申请注册。

（三）经营主体退出

发电企业和电力用户原则上不得自行退出市场，符合国家和广东省规定的有关情形的，可办理正常退市手续，退市后执行有关发用电政策。经营主体违反国家有关法律法规、违反市场规则、滥用市场力、恶意扰乱市场秩序、发生重大违约行为且拒不整改以及被列入黑名单的，将强制退出市场。退出市场的经营主体应缴清市场化费用及欠费，处理完毕尚未交割的成交电量。

已直接参与市场交易在无正当理由情况下改由电网企业代理购电的用户，拥有燃煤发电自备电厂、由电网企业代理购电的用户，用电价格按照国家和省有关规定执行。已直接参与市场交易的高耗能用户，不得退出市场交易；尚未直接参与市场交易的高耗能用户原则上要直接参与市场交易，暂不能直接参与市场交易的由电网企业代理购电，用电价格按照国家和省有关规定执行。

（四）合同签订及登记

经营主体应本着诚信、公平的原则，依据广东电力交易中心发布的交易合同范本，在交易系统进行批发市场交易合同及零售合同签订，其中，批发市场交易合同应包含电量、分时价格、电力曲线和结算参考点等要素。

（五）发电调度计划编制

日前、实时发电调度计划基于日前、实时市场的发电侧出清结果制定。在日前市场出清结束至实际运行期间，电力调度机构可根据电网实际运行情况，按照安全第一的原则，对机组出力进行调整，以满足系统电力平衡和电网安全，调整情况应及时向政府部门报告，并向经营主体公布。

（六）交易结算

市场结算采用“日清月结”的结算模式，包括电力批发市场结算和电力零售市场结算。电力批发市场以小时为基本计算时段，以日为周期发布日清算临时结算结果，以月度为周期发布正式结算依据，开展电费结算；零售市场根据合同约定方式按月开展市场结算。广东电力交易中心负责向经营主体出具批发、零售市场的结算依据，经营主体根据相关规定进行资金结算。

（七）信息披露

按照信息公开范围，市场信息分为公众信息、公开信息、私有信息和依申请披露信息四类，分别向不同范围的经营主体发布。广东电力交易中心会同广东省电力调度中心在遵循真实、准确、完整、及时、易于使用等原则的前提下，按规定统一通过广东电力市场交易平台及时披露有关信息，并对所披露信息的真实性、准确性、安全性、完整性负责。

（八）信用管理

建立市场信用管理体系。经营主体信用额度由无担保信用额度和担保信用额度组成，无担保信用是指根据信用评价授予经营主体的信用额度。担保信用目前主要采用履约保函形式，也可自愿采用现金担保形式，参与市场交易的经营主体，其信用额度须大于等于履约风险。广东电力交易中心加强对经营主体的信用额度和履约风险跟踪监控、管理和处置；对于纳入失信黑名单的经营主体，按有关办法进行处理。

（九）市场力检测与缓解

为避免具有市场力的发电机组操纵批发市场价格，逐步引入基于市场结构分析、行为影响测试等市场力检测方法，可采取事前、事中、事后的缓解措施，视情况启动机组申报价格限值调整、超额收益回收等机制。

（十）市场干预

当发生台风、地震等重大自然灾害，电力严重供不应求，突发事件影响电网安全、市场运营规则不适应市场交易、市场运营所必须的软硬件条件存在重大隐患故障、市场交易严重恶意串通操纵等情况时，广东省发展和改革委员会、广东省能源局、国家能源局南方监管局可暂停全部或部分市场交易，临时实施发用电计划管理，确保电网安全稳定运行和电力可靠供应。

当发生紧急重大突发情况时，市场运营机构应按照安全第一的原则处理事故和安排电力系统运行，必要时可中止电力市场交易，并同时报告广东省能源局和国家能源局南方监管局。

（十一）规则调整管理

本实施方案、市场运营规则由省深化电力体制改革部门间联席会议审议通过后印发实施；相关配套实施细则和管理办法依据本实施方案制定，按程序印发实施。

为有效防范市场各类风险，建立相关配套实施细则和管理办法动态调整机制，及时响应并解决市场运行中存在各类问题，对市场运行重大问题，市场运营机构提出具体建议，经广泛征求经营主体意见、通过市场管理委员会审议后提交，由广东省能源局和国家能源局南方监管局按职能分工对相关条款进行调整，或授权由市场运营机构发布临时调整措施。市场运营机构按照调整后的方案规则组织电力市场交易，确保市场运行平稳有序。

（十二）参数调整管理

市场参数是指依据本实施方案、市场运营规则以及配套实施细则、管理办法及其他政策文件，在交易系统中设置，用来宏观调控、规范运行、加强监管的基础数据。广东省能源局、国家能源局南方监管局负责参数管理工作的组织，按职责履行宏观调控、运行调节、市场监管等职能。广东电力交易中心和广东省电力调度中心负责提出市场参数设立、调整的合理建议，具体实施参数管理工作，研究建立参数管理制度。电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等对市场参数的新增、变更、维护等提供必要的支持与配合。

（十三）市场监管

建立健全市场自律、政府监管与社会监督相结合的市场监管工作机制，发展第三方专业机构，形成市场监管与行业自律相互补充、政府监管与外部专业化监督密切配合的监管体系。

国家能源局南方监管局、广东省能源局根据职能依法履行电力市场监管职责，对经营主体交易行为、电网公平开放、信息披露、电力交易机构和电力调度机构执行市场规则等情况实施监管。

广东电力市场管理委员会对市场成员执行市场规则和市场自律管理制度情况进行监督，建立健全市场自律管理机制。

市场运营机构对市场运营情况进行监控，监控内容包括但不限于：经营主体合规性情况、市场运营情况、市场结构分析、市场行为分析等；建立电力市场风险防范机制，采取有效措施辨识、分析、预警和处置市场运营过程中可能出现的各类风险，保障电力市场运营平稳。

第三方专业机构在市场运营机构的配合下独立开展市场业务稽核工作，并向能源监管机构和政府有关部门提交工作报告。市场业务稽核工作内容包括但不限于：分析市场运营情况、评估市场效率和市场风险防范有效性、提出市场规则修改建议、提供违反市场规则行为线索及处理建议等。

五、职责分工

（一）政府主管部门及能源监管机构

广东省发展和改革委员会（广东省能源局）是全省深化电力体制改革的牵头单位、省深化电力体制改革部门间联席会议总召集人和全省电力现货市场建设试点工作第一责任单位，统筹协调推进电力市场建设、电价改革、发用电计划改革、配售电试点改革、市场运营机构建设等重点领域和关键环节改革，牵头组织制定电力现货市场实施方案，组织开展电力市场运行工作。

国家能源局南方监管局是省深化电力体制改革部门间联席会议副总召集人，会同广东省发展和改革委员会（广东省能源局），组织广东电力交易中心、广东省电力调度中心、电网企业和经营主体等方面研究制定电力市场交易规则、辅助服务规则，审定根据交易规则拟定的相关实施细则，负责电力市场监管等相关工作。

（二）广东电力市场管理委员会

广东电力市场管理委员会是共同研究、协商并表决形成一致意见的议事机构，由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户、广东电力交易中心、广东省电力调度中心、第三方代表等各方代表组成，在广东省能源局、国家能源局南方监管局的指导下开展工作，为政府部门提供电力市场建设决策参考，主要承担研究讨论交易规则、协调电力市场相关事项，协助政府有关部门监督和纠正广东电力交易中心不规范行为；健全重大事项决策流程和表决机制，确保议事程序公开透明、公平合理，切实保障经营主体的合法权益。广东电力市场管理委员会设立发电、用电、售电等类别工作组，并设立秘书处和专家委员会。

（三）电网企业

电网企业在所辖范围内负责保障电网及输配电设施的安全稳定运行；为经营主体提供公平的输配电服务和电网接入服务，提供报装、计量、抄表、收催缴电费等各类供电服务；代理暂未直接参与市场交易的工商业用户购电；建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统，服从电力调度机构的统一调度；按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供信息，向电力交易机构提供支撑市场化交易和市场服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互，确保相关数据的准确性和及时性；收取输配电费用，代收代付电费和政府性基金及附加等，按时完成电费结算；预测优先购电和代理购电用户的电力、电量需求等；按照国家和广东省规定履行清洁能源消纳责任；法律法规和有关政策文件规定的与电力市场相关的其他职责。

（四）广东电力交易中心

广东电力交易中心负责拟订中长期交易实施细则和市场管理制度，配合拟订现货电能量市场以及辅助服务市场交易实施细则；负责组织中长期交易；负责中长期交易系统建设，参与现货电能量市场以及辅助服务市场技术支持系统建设；负责经营主体注册管理、交易申报；开展电力市场政策宣贯、业务培训；提供电力交易结算依据及相关服务；按职责负责监测和分析市场运行情况；建立落实市场风险防范机制；做好市场管理，维护市场秩序；对市场交易规则进行分析评估，提出修改建议；按规定披露和发布信息；法律法规和政策文件规定的与电力市场相关的其他职责。

（五）广东省电力调度中心

广东省电力调度中心按调度规程实施电力调度，负责广东全省电力电量平衡和调管范围内电网运行安全；编制与执行发电调度计划；拟订现货电能量市场以及辅助服务市场实施细则和电网运行管理制度，配合拟订中长期交易实施细则；负责现货电能量市场以及辅助服务市场的市场出清、交易执行；建设现货电能量、辅助服务市场技术支持系统；开展安全校核；按规定披露和发布信息，配合开展电力市场政策宣贯、业务培训；按职责负责监测和分析市场运行情况，建立落实市场风险防范机制；对市场交易规则进行分析评估，提出修改建议；法律法规和政策文件规定的与电力市场相关的其他职责。

（六）电力调度机构间协同

南方电网电力调度控制中心、广东省电力调度中心、深圳供电局电力调度控制中心按照调管范围划分，负责所辖区域内的电网调度运行管理。广东省电力调度中心负责会同广东电力交易中心运营广东电力现货市场，将出清得到的机组开机组合、机组出力曲线、辅助服务调用量转发至南方电网电力调度控制中心、深圳供电局电力调度控制中心，由相应调度机构下发至所调管的发电机组执行。南方电网电力调度控制中心、广东省电力调度中心、深圳供电局电力调度控制中心负责各自调管范围内发电机组、输变电设备的调度运行管理。

六、组织实施

（一）加强组织协调。在省深化电力体制改革部门间联席会议的统筹部署下，广东省发展和改革委员会（广东省能源局）、国家能源局南方监管局等有关部门充分发挥部门联合工作机制作用，贯彻落实国家和省最新电改文件精神，积极组织协调市场运营机构、电网企业和各经营主体，确保电力现货市场建设运行各项工作顺利推进。

（二）做好风险防范。本方案实施过程中，要注重防范各类市场风险，加强应急保障，及时跟踪总结电力现货市场运行存在的问题，提出针对性的解决措施，完善方案规则、配套细则以及技术支持系统，确保我省电力市场健康平稳发展。

（三）营造良好氛围。及时发布电力现货市场相关政策要求、方案规则、管理办法等制度文件，积极做好宣贯解读培训，加大对电力现货市场建设的宣传报道，充分调动各方积极性，为推进电力现货市场试点工作营造良好环境。

（四）稳妥有序推进。最大程度凝聚各方电力市场化改革的共识，贯彻落实国家和省部署要求，积极稳妥推进电力市场建设，保持电力现货市场连续结算试运行，在总结经验和修改完善有关方案和规则的基础上，适时转入正式运行。