市场规模：2024年广东电力市场规模约为6000亿千瓦时，与2023年5500亿千瓦时的市场规模相比，增加了500亿千瓦时。
市场主体准入标准：鼓励 10kV 及以上工商业用户直接参与市场交易，其中年用电量 500 万千瓦时及以上的工商业用户原则上直接参与市场交易；
具备条件的 10kV 以下工商业用户可自主选择直接参与市场交易。
对于2023年已经参与市场交易的用户，以及年用电量满足500万千瓦时的 10kV 及以上工商业用户，2024年均需直接参与市场交易，未及时与售电公司签订2024 年零售合同或未参与批发市场交易的，将通过保底售电公司购电，执行保底零售价格，并承担市场分摊费用。
市场购电用户可申请改为电网企业代理购电，无正当理由的情况下改为电网企业代理购电的，其价格按电网企业代理购电价格的1.5倍执行。
在发电侧经营主体中提及，220kV及以上电压等级的中调调管风电场站、光伏电站全部作为市场交易电源，参与现货市场交易，适时参与中长期市场交易(含绿电交易);参加绿电交易的发电企业准入条件按广东可再生能源交易最新规则执行。
年度交易安排：年度交易规模上限 3200 亿千瓦时，成交电量达到 3200 亿千瓦时结束年度交易。
电能量零售交易模式：按照“固定价格+联动价格+浮动费用”的模式开展电能量零售合同签订，其中：
固定价格：上限为 0.554 元/千瓦时，下限为 0.372 元/千瓦时。
联动模式：最低10%实际用电量比例的部分采用市场价格联动方式。
浮动费用：上限由2023年的0.02 元/千瓦时调整为 0.015 元/千瓦时，下限为 0 元/千瓦时。
绿电零售交易模式：按照“固定价格+联动价格+偏差费用”的模式，开展绿电零售合同签订，其中：固定价格：上限为 0.05 元/千瓦时，下限为 0 元/千瓦时。
峰平谷比例：原执行峰谷价格的市场购电用户，其签订的零售合同电能量峰平谷比例不变（深圳暂定1.53:1:0.32，其他地市暂定1.7:1:0.38，蓄冷用户暂定1.65:1:0.25）。
随着新能源全面参与电力现货市场交易，由此带来的电价波动性愈发凸显。在此前山东、山西的现货交易试点中，新能源上网电价均出现了不同程度的下降。
可以预见的是，随着新能源装机占比快速提高，正进一步推动电力现货交易的推行，新能源投资模型也需要随着电力市场的发展进行调整。
（以下为原文件）
