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　　2024年，广东电力市场以“保供应、稳价格、促消纳”为核心目标，在市场机制创新、绿色转型、数字化服务等方面取得显著进展，为全国电力市场改革提供了“广东样本”。

　　全年交易规模达6176.2亿千瓦时，全国居首。其中，直接交易电量3948.2亿千瓦时，同比增长25%，覆盖火电、核电、风电、光伏等多元主体，市场主体近10万家。发电侧市场集中度指数（HHI）平均值为1302，用电侧为412，市场结构均衡且竞争充分。绿电交易成效突出，全年绿电交易电量72.6亿千瓦时，分布式光伏参与绿电交易突破1亿千瓦时，满足了企业的绿电消费需求。新型主体参与活跃，创新储能“一体多用、分时复用”市场交易机制，实现国内抽水蓄能入市“零的突破”，初步构建虚拟电厂市场交易机制，提升了系统调节能力。

　　- 机制创新突破：建立新能源“全电量报量报价”“基数+现货偏差结算”交易机制，发挥新能源低边际成本优势；首创天然气发电动态成本疏导机制，提高气机顶峰发电积极性；首次引入分布式光伏、居民用户参与绿电交易，搭建绿电溯源存证平台；创新储能、抽水蓄能、虚拟电厂等新型主体“报量报价”参与市场交易机制，促进新能源消纳和电力保供。

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　　- 关键问题解决：研发多月集中竞争交易品种，实现中长期交易自然日连续开市；完善气电变动成本补偿机制，提出天然气综合价计算模型；建立与中长期交易“脱钩”的阻塞分配机制，推动阻塞费用单独结算。

　　- 数字化服务升级：建立“立体化”沟通服务渠道，做优“四位一体”市场培训平台；采用“云化+微服务化”升级交易系统，提升系统性能；构建“1+6+X”三级风险监控驾驶舱，实现市场风险和业务流程风险的智能化监控。

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　　- 区域市场协同：积极配合南方区域电力市场建设，全年开展5次共53天结算试运行，为后续长周期结算试运行奠定基础。

　　- 完善市场体系：有序放开发用电计划，推进代购优购分时偏差结算；推动用户侧报量报价参与市场出清，开展现货与需求响应、辅助服务市场协同机制研究；建立容量电价/补偿机制，优化机组成本补偿。

　　- 促进绿色发展：推动新能源上网电量全部进入市场，引导分布式光伏有序并网；完善绿电结算溯源服务，优化事后交易、结算及溯源分配时序；完善新型储能、抽水蓄能、虚拟电厂参与现货市场机制。

　　- 提升服务监管：健全售电公司资质管理机制，创新零售交易模式；制定诉求服务标准与流程，加强宣传培训；搭建统一信息披露平台，完善数字化风险监控体系；探索建立电力市场自律管理机制。

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　　- 推进数字化转型：持续优化交易系统架构，支撑自然日连续开市；搭建“两地三中心”技术平台，保障系统安全可靠；开展人工智能、市场数据要素供给服务实施研究。

　　- 融入区域市场：深度参与南方区域市场理论研究，完善省内衔接机制；探索跨省“点对点”交易可行性，推动跨省绿电交易试点实施。

　　2024年，广东电力市场在改革创新中稳步前行，2025年将继续围绕新型能源体系和新型电力系统建设，以机制创新、绿色低碳、数智赋能为方向，努力打造省级电力市场标杆典范，为全国电力市场改革贡献更多“广东经验”。

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