按照《国家发展改革委 国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）、《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于印发省级可再生能源电力消纳保障实施方案编制大纲的通知》（发改办能源〔2020〕181号）、《广东省可再生能源电力消纳保障实施方案》等要求，为进一步促进可再生能源消纳，落实可再生能源电力消纳保障机制，有序推进可再生能源电力交易市场建设，制订本实施方案。
一、总体要求
（一）总体思路。
在确保电网安全以及全省可再生能源电力全额消纳的前提下，建立可再生能源电力交易机制，促进可再生能源发展和绿色电力消费。
（二）总体原则。
1.统筹设计、分步实施。将可再生能源市场化交易纳入全省电力市场体系，统筹考虑可再生能源电力交易与中长期电力市场、现货市场以及可再生能源电力消纳保障工作的衔接，逐步扩大参与主体范围，丰富交易品种，完善交易机制，稳妥推进可再生能源电力交易。
2.统一规则、统一组织。由广东电力交易中心按照统一的交易规则，在全省范围内统一组织开展可再生能源市场化交易，并通过广东电力市场交易系统开展市场注册、交易组织、结算和信息发布等工作。
3.确保安全、促进节能。在保障电网安全、电力有序供应和可再生能源全额消纳的前提下，组织开展可再生能源市场化交易。做好市场交易与电网安全运行的衔接，做好市场应急处置预案。
二、建设目标
引入有可再生能源电力消纳需求的市场化用户、售电公司、集中式风电和光伏发电企业开展交易。可再生能源电力交易采用价差模式签订年度、月度双边协商合同，用户侧可自主选择参加可再生能源电力交易和中长期电能量市场交易，可再生能源电力交易合同优先结算。在年度、月度双边协商交易基础上，研究增加月度挂牌等交易品种。
条件具备时，研究开展可再生能源电力参与现货市场交易。
三、市场机制
（一）交易主体。
1.基本要求。
参加可再生能源电力市场交易的发电企业、售电公司、电力用户，应当是具有独立法人资格、独立财务核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的电力用户经法人单位授权，可参与交易。
2.发电企业
参与可再生能源电力交易的发电企业应符合以下条件：
（1）由广东省地市级及以上电力调度机构直接调度的10千伏及以上集中式风电、光伏项目。其中风电全厂容量应达到30MW及以上。
（2）满足并网相关标准，已签订并网协议、并网调度协议、购售电合同，且已按备案容量全部投产。
纳入政府投产计划表的新投产机组需提交企业投产承诺函、预注册基础资料、核准文件等，可安排参加年度、月度交易。机组按照承诺全部投产时间的次月开始安排交易电量上限。未按承诺时间全部投产的机组，全部投产前的年度交易合同不予执行、不能转让，全部投产前不能参与除年度交易外的其它交易，相关违约责任根据合同约定执行。
（3）按照省级电力调度机构相关要求，配置功率预测系统、网络安全防护设施、信息数据系统，并按GB/T19963和GB/T19964完成接入系统测试。
（4）按《电力系统网源协调技术规范》（DLT1870-2018）要求，110kV及以上新能源场站应完成高/低电压穿越、电能质量测试、电网适应性、电气模型验证等检查项目。
3.电力用户
电力用户分为电力大用户和一般用户。电力大用户指进入广东省直接交易目录的用电企业，可选择直接参与或通过售电公司参与可再生能源电力交易。一般用户指除电力大用户以外、允许进入市场的其他用电企业，必须通过售电公司参与可再生能源电力交易。参与可再生能源电力交易的电力用户须符合广东省电力市场准入条件。
直接参与可再生能源电力交易的电力大用户称为批发用户，通过售电公司参与可再生能源电力交易的电力大用户和一般用户称为零售用户。
4.售电公司
参与可再生能源电力交易的售电公司须符合广东省电力市场准入条件。
（二）批发交易机制。
1.交易周期和方式。
现阶段，交易品种包括年度双边协商和月度双边协商交易。发用双方采用双边协商的方式约定合同价差、月度电量等合同要素，并提交交易合同至交易中心。发电企业以风电场、光伏电站为交易单元参加可再生能源电力交易。后续研究增加月度挂牌等交易品种。现货运行期间，可再生能源合同电量参照历史用电特性曲线分解至小时进行结算。
2.交易上限。
（1）可再生能源发电企业的年度交易上限按以下方式确定：
发电企业分月可交易电量上限=近两年同期月份该交易单元平均发电小时数×装机容量×k1。现阶段，k1暂取0.5。
新投产发电机组按照近两年全省同类型机组平均发电小时数设置可交易电量上限。
【1、k1在另行发布的交易通知中明确；2、补充明确交易单元】。
（2）可再生能源发电企业的月度交易上限=发电企业年度交易分月上限-年度已成交分月电量。
（3）用户侧年度交易分月电量上限参照其历史用电量情况进行设定。
用户侧月度交易上限=月度用电总电量需求申报-年度已成交分月电量（含价差中长期交易和可再生能源交易电量）。
用户侧参加可再生能源交易与价差中长期交易共用电量上限，计算原则保持一致。
月度交易开始前，用户侧申报次月用电总电量需求。如申报月度总电量需求小于年分月总成交电量，经发用双方协商一致，可在需求调查截止前对可再生合同分月电量进行自主削减，协商削减电量不得大于用户侧申报需求与年度已成交分月电量的差额部分。用户侧年度合同分月电量扣减协商削减电量后仍超过申报需求的，则优先调减价差中长期合同交易电量，以调整后的年分月交易电量作为发用双方事后结算的依据。调减合同的差额，按《广东电力市场交易基本规则（试行）》相关规定考核。若用户侧月度总电量需求小于可再生合同分月电量，将价差中长期合同交易电量全部扣减后，按当月可再生合同电量比例对可再生合同进行削减。
3.价格机制。
现阶段采用价差模式开展交易，电费结算支付模式与现行价差中长期交易保持一致。
4.调度执行。
调度机构按照风电、光伏全额消纳的原则，在保障电网安全稳定运行前提下，合理安排发电。
5.交易结算。
（1）不开展现货运行月份
按照月清月结的模式开展可再生能源电力交易结算。发用电主体电量分为合同实际结算电量和偏差电量。合同实际结算电量是指每笔合同发用双方的实际发、用电量以及合同电量三者中的较小值，按照合同约定价差结算；偏差电量是指实际发、用电量与合同实际结算电量间的偏差电量，按照相应的偏差结算规则结算。具体如下：
发电侧，合同实际结算电量按照合同价差与不含补贴的批复上网电价之和进行结算；实际发电量与合同实际结算总电量之间的偏差电量按照不含补贴的批复上网电价结算。国家可再生能源电价附加资金补贴按照国家有关规定执行。
用户侧，可再生合同实际结算电量按照合同价差优先结算，实际用电量扣除可再生能源合同实际结算总电量后的剩余电量，按照《广东电力市场交易基本规则（试行）》开展结算。
（2）开展现货结算试运行月份
发电侧，以月度为周期开展结算。发电企业电量分为可再生合同电量和偏差电量。其中，可再生合同电量按照合同价差与不含补贴的批复上网电价之和进行结算；实际发电量与可再生合同电量之间的偏差电量按照不含补贴的批复上网电价结算。国家可再生能源电价附加资金补贴按照国家有关规定执行。
用户侧，按照日清月结的模式，每小时开展可再生能源电力交易结算。用电主体电量分为可再生合同电量和偏差电量。其中，可再生合同电量参照历史用电特性曲线分解至小时，按照合同价差优先结算；偏差电量为实际用电量扣除可再生合同分时电量后的剩余电量，按照广东电力现货市场相关规则开展结算。
现货月开展月度清算。根据每笔合同发用双方的月度实际发、用电量以及可再生合同电量三者取小，作为该笔合同实际结算电量，其不足合同电量的部分，视作未完成电量。发电企业需将未完成电量对应的价差电费返还至用户侧。
6.与保障性收购、可再生消纳责任权重的衔接。
电网企业可再生能源消纳电量指由电网企业全额保障性收购的可再生能源电量。
电力市场化交易的可再生能源电量，按交易结算电量计入市场主体的消纳量。
（三）零售交易机制。
售电公司与零售用户按现行规则签订零售合同，根据需要可单独约定零售合同中可再生能源电量和价格等。
售电公司根据零售合同条款向广东电力交易中心申报所代理零售用户每月消纳量完成情况，交易中心据此出具可再生能源消纳量证书。证书由售电公司发起申请，经相关用户确认，对应消纳量即在系统中冻结，不得转让或开具给其他用户。
（四）建设完善可再生能源电力交易技术支持系统。
在现有广东电力交易系统的基础上，建设完善可再生能源电力交易技术支持系统（增加可再生能源电力交易模块），满足用户注册、申报、合同确认、交易、校核、信息披露、结果发布等功能;支持与南方区域跨省跨区可再生能源交易系统互联互通，满足省内及省间消纳量账户注册、消纳量核算、交易、监测统计等需求。
