能源电力改革实施方案 第1篇
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_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。
能源电力改革实施方案 第2篇
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_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。
能源电力改革实施方案 第3篇
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_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。
能源电力改革实施方案 第4篇
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。
能源电力改革实施方案 第5篇
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。
能源电力改革实施方案 第6篇
（二十四）全面加强组织领导。将党的领导贯穿到改革创新的全过程和各环节，全面调动能源建设、运营主体积极性。省发展改革委、省能源局会同有关部门，加强新能源消纳监测分析和预警，积极开展绿色电力消费宣传，强化部门会商，及时解决困难问题，统筹做好新能源消纳工作。健全完善和谐包容开放的发展体制机制，促进部门、地方、企业相互支持、协同配合，积极构建政策友好、产业友好、生态友好的新能源发展体系，打造友好服务氛围，加快推动能源高质量发展。
本措施自印发之日起施行，现行相关规定与本措施不一致的，以本措施为准。国家另有规定的，从其规定。
能源电力改革实施方案 第7篇
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。
能源电力改革实施方案 第8篇
（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_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。
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能源电力改革实施方案 第9篇
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。
能源电力改革实施方案 第10篇
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。
能源电力改革实施方案 第11篇
（十九）开展新能源资源普查。根据国土空间规划，结合年度国土变更调查成果、国家用海政策调整等管控要求，深入开展全省风电和光伏发电资源普查工作，摸清风光资源底数，谋划一批建设条件较好、可落地可实施的风电光伏发电储备场址，为新能源规模化、可持续开发奠定基础。强化省级财政支持，提供必要资金保障。（省发展改革委、省能源局牵头，省财政厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省交通运输厅、省水利厅、省_配合）
（二十）加大用地用海保障。坚持“项目跟着规划走、要素跟着项目走”，支持符合条件的重点新能源、储能项目纳入省级重点项目库，强化土地、用海等要素创新保障。完善新能源用地政策措施，保障新能源开发利用合理的用地空间需求。完善用海分级审批和协同推进机制，对完成省级竞争性配置的海上新能源项目，依法依规加快用海审批手续办理。（省发展改革委、省自然资源厅、省能源局、省_按职责分工负责）
（二十一）加强财税金融支持。鼓励各级财政部门加强资金统筹，加大新能源领域科技创新、试点示范和重点项目开发等资金支持。支持符合条件的新能源项目申报地方政府债券。丰富绿色金融产品服务，综合运用绿色信贷、绿色债券和绿色保险等绿色金融产品，满足能源企业资金需求。（省发展改革委、省财政厅、省科技厅、省能源局、省委金融办、中国人民银行山东省分行、山东金融_、青岛金融_按职责分工负责）
（二十二）优化项目接网服务。鼓励电网企业优化内部流程，建立新能源项目接网一站式服务平台，提供新能源项目可用接入点、可接入容量、技术规范等信息，采取“线上受理”“一次告知”等方式受理接入电网申请，进一步压缩接网申请受理、方案答复等环节办理时间，提高接网服务效率。（省能源局牵头，国网山东省电力公司配合）
（二十三）强化资源高效配置。充分发挥绿电吸引作用，探索建立新能源+产业协同发展机制，支持填补产业链空白的高端产业与新能源项目一体规划实施，助推产业结构优化升级。（省发展改革委、省能源局牵头，省工业和信息化厅、国网山东省电力公司配合）
能源电力改革实施方案 第12篇
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。
能源电力改革实施方案 第13篇
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。
能源电力改革实施方案 第14篇
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_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。
能源电力改革实施方案 第15篇
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。
能源电力改革实施方案 第16篇
广东省能源局会同国家能源局南方_，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。
能源电力改革实施方案 第17篇
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。
能源电力改革实施方案 第18篇
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。
能源电力改革实施方案 第19篇
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。
能源电力改革实施方案 第20篇
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_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_。
能源电力改革实施方案 第21篇
（八）强化煤电基础调节地位。提高大型清洁高效煤电机组调峰能力，新建纯凝和抽凝煤电机组最小技术出力应不高于20%和30%额定负荷。加快存量煤电机组灵活性改造，按改造后新增深调能力10%×8小时的标准折算储能容量，作为新建新能源项目配套储能。鼓励煤电机组通过配建电锅炉储热设施、熔盐储热等设施增加深度调峰能力，相关设施建设在发电企业计量出口内的，其用电按照厂用电管理但统计上不计入厂用电。（省能源局牵头，省发展改革委配合）
（九）提速抽水蓄能电站开发。鼓励抽水蓄能投资主体多元化，支持具有开发资质的企业参与项目开发建设。在负荷中心、新能源基地、核电基地等开展“源网荷蓄”“风光核蓄”试点，打造多场景开发模式。支持抽水蓄能电站参与电力现货市场，抽水电价、上网电价按电力现货市场价格及规则结算，提升电站收益水平。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办配合）
（十）加快推进电化学储能项目建设。鼓励发展集中式电化学储能，建设储能容量租赁交易平台，租赁集中式储能的新能源项目优先纳入年度市场化并网项目名单。配建储能项目单个规模原则上不低于3万千瓦，鼓励与新能源项目联合参与电力市场交易。完善储能参与电力市场规则，建立“一体多用、分时复用”交易模式。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办配合）
（十一）支持压缩空气等长时储能发展。鼓励建设压缩空气、可再生能源制氢、液流电池等长时储能项目，符合条件的优先列入全省新型储能项目库，建成后优先接入电网；支持长时储能项目参与电力现货市场交易，入库项目按照2倍容量折算储能容量。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办配合）
（十二）推进分布式储能建设。在新能源消纳能力不足区域开展分布式储能建设，支持接入相应配电网，以“云储能”方式聚合参与电力市场交易，享受集中式储能示范项目容量补偿政策，并可在所在县（市、区）内实施新增分布式新能源储能容量租赁。研究出台云储能省级地方标准，进一步规范云储能项目发展。（省能源局牵头，省发展改革委、省市场_、国家能源局山东监管办配合）
（十三）提升燃机应急调峰能力。持续优化调整燃机容量电价、气量气价等支持政策，公用燃机参与现货市场按照《山东电力市场规则（试行）》给予特殊机组补偿。重型燃机项目运行满一年后，由第三方机构核定实际调峰能力与参与调峰时长。2027年前投产的项目，若参与调峰时长达到独立电化学储能项目平均水平的，可按核定调峰能力×8小时折算储能容量，视作新能源项目配套储能。（省能源局牵头，省发展改革委配合）
能源电力改革实施方案 第22篇
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。
能源电力改革实施方案 第23篇
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_、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。
能源电力改革实施方案 第24篇
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。
能源电力改革实施方案 第25篇
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。