近日，《广东新能源参与电力市场交易细则（征求意见稿）》发布。其中规定，省内新能源场站（风电、太阳能发电）上网电量（含自发自用分布式新能源余量上网电量）全部进入电力市场。

220kV及以上电压等级的中调及以上新能源场站：全部报量报价参与现货市场，可同时参与电能量中长期交易。

110kV电压等级的集中式新能源场站：有序推动满足技术条件的报量报价参与现货市场，加快技术改造，2025年底前实现全部110kV电压等级的集中式新能源场报量报价参与现货市场。

聚合为发电类虚拟电厂：报量报价参与现货市场，可同时参与电能量中长期交易。

此外，新能源也可作为价格接受者参与现货市场，但此时，不能参与电能量中长期交易。

对报量报价参与市场交易的新能源交易单元，按照当月实际上网电量的一定比例计算阻塞分配电量，根据实际上网电量曲线分解至小时，以同类型报量报价参与市场交易的新能源交易单元实时市场加权均价与所在节点实时电价之差计算阻塞分配(返还)电费。上述阻塞分配(返还)费用之和按新能源类型(海上风电、其他风电、光伏)分别由对应类型的报量报价参与市场交易的新能源交易单元按照月度实际上网电量分摊或分享。

现货电能量交易申报价格上，报量报价参与现货市场的新能源交易单元以及聚合为发电类虚拟电厂，申报价格上限取当月尖峰电能量价格，其中当月尖峰电能量价格按照当月年度、多月、月度中长期交易综合价乘以峰段系数 f1、尖峰系数确定。

其中，峰段系数 f1取值1.7，尖峰系数取值1.25，新能源阻塞电量分配比例取值70%，用户侧中长期交易偏差考核比例要求D1取值85%，燃气机组现货电能量申报价格上限系数U3取值1.5。

新能源参与中长期电能量市场时，按照新能源纳入机制电价的电量初期不再开展其他形式的差价结算的要求，现阶段纳入机制电价的电量不参与中长期交易。