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（三）市场主体准入、退出管理。省经济和信息化委制定市场主体准入退出管理办法，明确市场主体准入、退出规则，并定期公布发电企业、电力用户、售电企业等市场主体准入目录和退出名单。进入目录的企业在广东电力交易中心完成注册后，进入市场参与交易。
五、市场运行
（一）交易组织实施。
1.广东电力交易中心负责市场运行组织工作，及时发布市场信息，组织市场主体参与中长期交易、发（用）电权交易、期货等衍生品交易，根据交易结果制定并下达年度、月度交易计划；负责交易合同管理；待市场逐步完善后，负责日前市场交易组织管理、日交易计划的分解和下达、跟踪计划执行情况。
2.调度机构负责系统安全和实时平衡，向交易中心提供安全约束条件和基础数据，进行安全校核，形成调度计划并执行，公布执行结果，并按照信息披露的要求向市场主体说明实际执行与交易计划产生偏差的原因。调度机构相关职责由相关调度机构按照调管范围承担。
（二）中长期电能量交易合同的形成。
1.年度双边协商交易通过市场主体自主协商，确定成交电量和成交价格。
2.月度集中竞争交易通过在统一交易平台的集中撮合竞价，确定成交的电量和价格。
3.初期，市场电量规模占总体用电需求比例较低的情况下，中长期电能量交易合同为实物合同，经安全校核后执行；后期，市场电量规模扩大后，逐步过渡到由市场主体自行选择签订为实物合同或差价合同，实物合同经安全校核后执行。
（三）日前发电计划的形成。
根据双方约定的协商交易合同日分解电量、月度竞争交易日分解电量、日前市场成交电量编制日交易计划；根据基数电量、日交易计划电量、日前偏差调整电量编制日发电调度计划，经安全校核后下达执行。
市场条件成熟时，逐步过渡到根据日曲线交易计划生成日发电计划。
（四）竞争性环节电价形成。
竞争性环节主要指月度集中竞争交易、日前竞价交易，竞争性环节的电价形成机制：
1.输配电价核定前，日前曲线交易市场建立前，竞争性环节电价主要实行单一电量电价，采用价差模式统一出清成交机制，具体如下：
（1）将用电侧申报价差、发电侧申报价差配对，用电侧申报价差减去发电侧申报价差形成交易价差对。价差对为负值时不能成交，价差对为正值或零时可以成交，价差对大的优先成交。
（2）发电侧申报价差相同时，机组能耗低者优先成交；机组能耗相同的，按申报电量比例分配。
（3）所有成交的价差对中，最后一个成交的用电侧与发电侧申报价差的算术平均值为统一出清价差。
2.输配电价核定后，市场条件成熟时，竞争性环节价格根据分时段的全电价竞争形成。
（五）合同执行偏差处理。
1.市场建设初期：市场电量规模占比较小，中长期电能量交易以实物合同为主。采用月清月结模式处理合同执行偏差，其中：
对电力用户、售电公司采取月结月清的方式结算偏差电量。
对发电企业采取月结月清的方式结算偏差电量。电力调度机构应严格按照发电调度规则实施发电调度，执行过程中的偏差电量按照市场规则结算。结算顺序上，基数电量先于市场电量。偏差电量的价格机制具体为：
（1）将各发电企业参与月度集中竞争交易的申报价差折算为绝对价格。绝对价格等于发电企业政府核定上网电价与申报价差之和。
（2）按照机组类型分类，分别去掉20%比例最高绝对价格和20%比例最低绝对价格，剩余价格的算术平均值计为不同类型机组的发电偏差结算价格。形成的发电偏差结算价格应不高于广东省各类型机组标杆上网电价（含环保电价）与月度集中竞争交易成交价差之和，否则取后者为偏差结算价格。
（3）偏差结算价格由电力交易机构封存，用于事后发电偏差电量结算。
2.市场建设后期：探索全电量集中竞争的日前交易市场模式，采用日清月结模式进行合同偏差结算。
3.合同偏差事后结算的模式下，调度机构负责按照公开发布的发电调度规则统一实施发电调度，搭建符合市场要求的调度自动化系统，主要通过系统自动实施发电调度，并按照信息披露的要求做好合同执行偏差的说明。
（六）市场结算。
1.交易机构根据市场主体签订的交易合同及平台集中竞争交易结果和执行结果，出具市场交易结算凭证。建立保障电费结算的风险防范机制。
2.广东电力市场引入售电公司后的结算关系为：根据广东电力交易中心出具的交易结算凭证，与售电公司有委托协议的用户按照电网企业、售电公司、电力用户三方合同约定向电网企业缴费，电网企业向电力用户开具增值税发票；发电企业从电网企业获取上网电费，向电网企业开具增值税发票；电网公司向售电公司支付或收取价差电费，售电公司向电网公司开具或获取相应的增值税发票。
（七）安全校核。市场交易应考虑全网安全约束。电力调度机构负责安全校核，并按时向规定机构提供市场所需的安全校核数据。
