近日，廣東省能源局、國家能源局南方監管局發布了關于2025年電力市場交易有關事項的通知，通知提到，2025年廣東電力市場規模約為6500億千瓦時，包括直接參與市場交易電量和電網企業代理購電電量。

關于用戶側：

1.市場用戶包括市場直接購電的用戶（簡稱“市場購電用戶”，下同）和電網企業代理購電的用戶（簡稱“電網代購用戶”，下同）。鼓勵10kV及以上工商業用戶直接參與市場交易，其中年用電量500萬千瓦時及以上的工商業用戶原則上直接參與市場交易；具備條件的10kV以下工商業用戶可自主選擇直接參與市場交易。年用電量500萬千瓦時及以上的市場購電用戶，可作為批發用戶直接參與批發市場交易或通過售電公司參與市場交易；年用電量500萬千瓦時以下的市場購電用戶，通過售電公司參與市場交易。2025年適時研究建立簡易交易機制。

2.對于已直接參與2024年市場交易的用戶，以及年用電量500萬千瓦時及以上的10kV及以上工商業用戶，其2025年全部工商業電量均需通過市場直接購買。未及時與售電公司簽訂2025年零售合同或未參與批發市場交易的，視同市場購電用戶，按照電力市場保底售電有關規定，執行保底零售價格，并承擔市場分攤費用。

3.年用電量500萬千瓦時及以上的10kV及以上工商業用戶企業名單（詳情點擊），按照統一社會信用代碼首位數為9的類別進行篩選，由電網企業按照結算戶維度根據2023年10月至2024年9月的歷史用電量確定，經廣東電力交易中心在交易系統（平臺）公示、發布。對于計量點不具備入市條件、非用戶產權用電、實際用電主體為非工商業用戶、因特殊原因不具備簽訂零售合同條件或大幅減少用電等情況，經電網企業核實后，可對名單進行個別修正剔除，不再納入后續月份保底售電范圍，并向政府部門報告。

4.市場用戶在直接參與年度交易及后續批發市場交易前，應向廣東電力交易中心申請作為批發用戶，以月度為周期進行批發、零售交易的權限變更。批發用戶未參與交易但發生實際用電的，按照批發市場規則進行結算。

5.市場購電的高耗能用戶交易電價不受上浮20%限制，有關要求按國家最新政策規定執行。已參與市場購電的高耗能用戶不得退出市場交易。

6.對未從市場直接購電的工商業用戶，統一由電網企業代理購電，電網代購用戶按有關規定參與現貨市場分攤分享，具體以省發展改革委發布的代購電方案為準。電網代購用戶可直接在廣東電力交易中心辦理注冊，每季度最后15日前選擇下一季度起直接參與市場交易。

7.后續國家如出臺工商業用戶參與市場交易、市場價格浮動上下限等相關政策要求，按最新政策規定執行。

關于發電側：

發電側經營主體包括兩類：一類是直接參與市場交易的電源；另一類是電網企業代理購電的市場電源（簡稱“市場代購電源”，下同），作為市場價格接受者，不直接參與市場交易。

省內燃煤電廠上網電量（含自備電廠上網電量）全部進入市場。其中，中調及以上燃煤電廠（含“點對網”送電的鯉魚江、橋口電廠）全部機組須作為市場交易電源；地調燃煤電廠可選擇作為市場交易電源或作為市場代購電源，一經選擇作為市場交易電源后，不允許改為市場代購電源；省內燃煤自備電廠上網電量進入市場，僅作為市場代購電源。

省內燃氣電廠中，中調及以上燃氣電廠上網電量均進入市場，全部機組須作為市場交易電源；地調燃氣電廠可選擇是否進入市場，一經進入后不允許退出，其中選擇進入市場的燃氣電廠可選擇作為市場交易電源或作為市場代購電源，一經選擇作為市場交易電源后，不允許改為市場代購電源。

嶺澳核電和陽江核電全部機組作為市場交易電源，參與市場交易。

220kV及以上電壓等級的中調調管風電場站、光伏電站全部作為市場交易電源，參與中長期、現貨和綠電交易，原則上按實際上網電量的70%安排基數電量。有序推動滿足技術條件（具備接收并執行電力調度機構的有功功率控制指令和發電計劃曲線等）的110kV電壓等級集中式風電場站、光伏電站參與現貨，原則上按實際上網電量的90%安排基數電量；要加快技術改造，2025年底前實現全部110kV電壓等級的集中式風電場站、光伏電站參與市場交易。對于2025年1月1日起新增并網的110kV及以上電壓等級集中式光伏，原則上按實際上網電量的50%安排基數電量。鼓勵分布式新能源以聚合虛擬電廠方式參與現貨電能量交易和綠電交易。參加綠電交易的發電企業準入條件按廣東可再生能源交易規則執行。

獨立儲能、抽水蓄能、虛擬電廠準入條件按相關方案和細則執行。長期不具備發電能力的電廠不進入市場。

關于中長期市場交易：

2025年，按照目前用戶側市場注冊情況，并考慮年用電量500萬千瓦時及以上的電網代購用戶直接參與市場，安排發電側年度交易規模上限3800億千瓦時；若新增市場購電用戶超預期增長，則適當增加年度交易規模。在2024年底組織2025年年度交易，其中單一售電公司零售用戶歷史電量占年度交易規模上限的比例不應超過20%。

1.交易品種。年度交易包括雙邊協商交易、掛牌交易、集中競爭交易等交易品種，不同交易品種多輪次交替開展。在2024年底組織的年度交易結束后若仍有剩余電量，經營主體可在2025年內參與多月中長期交易。

2.交易方式。按照“絕對價格+曲線”的模式組織簽訂含分時價格的年度合同，其中，年度集中競爭交易分月、分峰平谷組織開展，月分日比例按市場購電用戶負荷典型參考曲線設置，日分時比例按峰、平、谷各時段小時均分設置。

3.交易價格。按照“基準價+上下浮動”的原則，根據燃煤基準價0.453元/千瓦時上下浮動20%形成年度交易成交均價上下限。2025年，市場參考價為0.463元/千瓦時，年度交易成交均價上限暫定為0.554元/千瓦時，下限暫定為0.372元/千瓦時。

每月開展多月、月度交易和多日（周）交易，所有交易均帶曲線。多月交易層面，包括雙邊協商、連續集中競爭交易，其中連續集中競爭交易采用市場購電用戶負荷典型參考曲線方式開展；月度交易層面，包括雙邊協商、集中競爭交易、發電側合同轉讓等品種，其中集中競爭交易分別采用市場購電用戶負荷典型參考曲線、分時段交易兩種方式開展；多日（周）交易層面，開展周雙邊協商、多日分時段集中競爭交易。多月、月度、多日（周）交易品種以及相關參數視市場運行情況進行調整。

統計年度、多月、月度雙邊協商交易相關的市場價格時，同一集團發電企業、售電公司的年度、多月、月度雙邊協商交易成交電量按25%權重計算，后續視運行情況進行調整。

關于現貨市場交易：

（一）完善運行補償機制。

系統運行補償費用以月度為單位由售電公司以及電網代購用戶按當月實際用電量比例分攤。月度分攤設置上限，達到上限后，對各機組系統運行補償費用進行等比例打折，其中節假日（含調休節假日、連休周末，下同）期間對應的系統運行補償費用不予打折、全額補償。對于節假日期間啟動的發電機組，啟動補償費用按照機組實際啟動狀態對應的啟動成本計算；對于非節假日期間啟動的發電機組，啟動補償費用按照機組實際啟動狀態對應的啟動成本和當日上網電量扣減轉讓前的代購市場及跨省外送結算電量（為負置零）及年度、多月、月度中長期交易電量后占當日上網電量的比例（為負置零）進行補償。視市場運行情況，優化完善系統運行補償與啟動補償機制。

（二）完善機組阻塞分配機制。

各機組中長期合約阻塞費用單獨結算。建立機組阻塞分配機制，按照各機組阻塞分配電量乘以統一結算點與所在節點的日前現貨價格之差向機組分配（返還）阻塞費用，上述阻塞分配（返還）費用由直接參與交易的市場機組按照實際月度上網電量（核電、新能源為月度上網電量扣減基數電量，下同）比例分攤或分享。

阻塞分配電量按以下方式確定：高價節點的煤電、氣電為機組當月實際市場電量和市場交易電量上限較小值的90%；低價節點的煤電、氣電為先按當月同類機組平均發電利用小時數的90%對應電量扣減自身代購市場及跨省外送結算電量后與機組自身實際市場電量進行取大，再同機組市場交易電量上限取小后乘90%；核電為機組實際市場電量和市場交易電量上限較小值的90%；參與現貨交易的新能源為實際市場電量扣減10%上網電量后和機組交易電量上限的較小值。其中，節點日前月度均價高于統一結算點日前月度均價的為高價節點，反之為低價節點，月度均價按市場購電用戶典型曲線加權計算；煤機暫分為100萬、60萬及以下兩類同類型機組，氣機暫分為大鵬、非大鵬熱電聯產（熱電比低于10%的視同常規氣機）、非大鵬常規9H及9F、非大鵬常規9E及6F四類同類型機組；同類型機組平均發電利用小時數對應電量需扣減機組檢修、非停小時數和新投產機組入市前時長的占比；阻塞分配電量按市場購電用戶典型曲線分解到小時。

（三）優化現貨出清機制及參數。

1.按照有利于促進電力保供原則，優化現貨出清模型和參數，適當提高現貨出清價格上限。加強調度必開機組的監管和不定價機組事后復盤分析。

2.探索優化氣電參與現貨市場出清機制。研究在日前市場安全約束機組組合（SCUC）模型中，在氣電機組申報的各段電能量報價上疊加變動成本補償標準，在最小穩定技術出力費用上疊加最小穩定技術出力與變動成本補償標準的乘積，擇機開展試運行。進一步理順氣機價格機制和市場機制，結合市場運行情況適時開展試點。

（四）開展雙邊報量報價試點。

適時開展現貨市場雙邊報量報價試點交易。起步階段，允許批發用戶、具備條件的零售用戶（通過具備條件的售電公司參與）自愿選擇報量報價參與日前電能量市場出清，其余市場用戶維持現行的報量不報價（作為日前電能量市場結算依據）方式不變。

（五）發電變動成本補償機制。

根據機組實際上網電量（或市場電量）和度電補償標準，計算燃煤、燃氣、風電、光伏和核電等發電企業變動成本補償金額，度電補償標準為機組批復上網電價（不含補貼）加超低排放電價后與市場參考價之差，機組批復上網電價按政府最新價格政策文件執行，其中燃氣機組按照廣東電力市場氣電天然氣價格傳導機制有關規定，根據最新天然氣采購綜合價按月調整變動成本補償標準，考慮2025年年度交易均價計算氣機變動成本補償標準調整觸發氣價，具體由廣東電力交易中心另行發布；核電變動成本補償標準按照核電參與市場化交易方式執行。

發電側變動成本補償由全體工商業用戶按月度實際用電量比例共同承擔。

（六）用戶側峰谷平衡機制。

按照峰平谷f1：1：f2的比例要求（除深圳市峰f1暫定1.53、谷f2暫定0.32外，其他地市峰f1暫定1.7、谷f2暫定0.38；蓄冷用戶峰f1暫定1.65、谷f2暫定0.25；深圳市低壓用戶峰f1暫定1.3553、谷f2暫定0.2894；視市場運行情況動態調整），基于年度交易均價，對售電公司按照其零售用戶高峰時段電量收取年度交易均價的（f1-1）倍，對售電公司按照其零售用戶低谷時段電量補償年度交易均價的（1-f2）倍；峰谷時段按照《關于進一步完善我省峰谷分時電價政策有關問題的通知》（粵發改價格〔2021〕331號）的規定執行；深圳市市場購電用戶的峰谷時段劃分按深圳市峰谷分時電價政策執行。原不執行峰谷價格政策的用戶不應用峰谷平衡機制。

應用峰谷平衡機制所產生的損益費用，由市場購電用戶按電量比例分攤或分享。

（七）市場分攤機制。

現貨市場分攤費用包括但不限于：市場阻塞盈余、系統運行補償、啟動補償、發用電不平衡、并軌不平衡等費用。其中，市場阻塞盈余費用由發電企業分攤或分享；系統運行補償分攤費用、啟動補償分攤費用由售電公司和電網代購用戶分攤；發用電不平衡費用由發電企業和售電公司分攤或分享；并軌不平衡費用由發電企業和全體工商業用戶分攤或分享。

上述現貨市場關鍵機制及相關參數將根據市場運行實際情況進行動態調整，具體以配套實施細則為準。

關于零售交易：

2025年，售電公司與零售用戶在廣東電力市場零售平臺開展零售市場交易，可采取雙邊協商、掛牌及邀約等方式，簽訂分峰平谷的絕對價格零售合同。

（一）零售交易模式。

1.電能量交易模式。

按照“固定價格+聯動價格+浮動費用”的模式，開展零售合同簽訂，具體包括：

固定價格。上限為0.554元/千瓦時，下限為0.372元/千瓦時。

聯動價格。零售合同中應不少于10%、不多于30%實際用電量比例的部分采用市場價格聯動方式，聯動價格分為聯動月度價格和現貨價格，其中聯動月度價格可選擇月度交易綜合價或月度集中交易綜合價；聯動現貨價格為日前市場月度綜合價，聯動電量比例不大于20%。以上聯動價格均包含批發市場分攤費用。

浮動費用。為可選項，售電公司和零售用戶可在零售合同約定對全電量收取浮動費用，上限為0.015元/千瓦時，下限為0元/千瓦時。

2.綠電交易模式。

按照“固定價格+聯動價格+偏差費用”的模式，開展綠電零售合同簽訂，具體包括：

固定價格。上限為0.05元/千瓦時，下限為0元/千瓦時。

聯動價格。聯動價格為綠電批發市場綠證（綠色環境價值）月度均價。

偏差費用。偏差費用按照綠證（綠色環境價值）偏差電量與偏差價格計算。

上述模式中，固定價格電量與聯動價格電量之和不得大于電力用戶當月實際用電量的1.2倍。售電公司與電力用戶可在合同中對偏差電量約定考核費用，考核系數上限為0.2，下限為0。

（二）零售用戶電費構成。

零售用戶電費由零售合同電費、輸配電費、上網環節線損費用、系統運行費用、政府性基金及附加、其他分攤費用、市場化需求響應費用、尖峰加價電費等組成。具體收取情況如下：

零售合同電費。按零售合同約定的固定價格、聯動價格、浮動費用、綠證（綠色環境價值）等價格及電量比例計算執行。

輸配電費。對原執行非峰谷價格政策的市場購電用戶，按固定的輸配電價收取；對原執行峰谷價格政策的市場購電用戶，輸配電價按照我省規定的峰谷時段、峰谷比價執行，深圳的市場購電用戶應用的輸配電價按深圳市峰谷分時電價政策執行。電網企業按照政府核定公布的輸配電價收取相應的輸配電費。市場購電用戶繳納的輸配電費與電網企業收取的輸配電費之間的差額資金，納入用戶側峰谷平衡費用。

上網環節線損費用。按照《廣東省發展改革委轉發國家發展改革委關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》（粵發改價格〔2023〕148號）要求執行。

系統運行費用。包括輔助服務費用、抽水蓄能容量電費和容量電費分攤費用，執行峰谷價格比例。其中，輔助服務費用按國家相關政策和輔助服務市場規則執行；抽水蓄能容量電費按照《廣東省發展改革委轉發國家發展改革委關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》（粵發改價格〔2023〕148號）相關要求執行；容量電費分攤費用按照相關規定執行。

政府性基金及附加按政府部門發布的最新文件要求執行。

其他分攤費用。包括保障居民農業用電價格穩定的新增損益（含變動成本補償分攤電費）、峰谷平衡損益費用及其他分攤費用。保障居民農業用電價格穩定的新增損益（含變動成本補償分攤電費）、峰谷平衡損益費用等根據有關方案和市場規則計算，其中，保障居民農業用電價格穩定的新增損益（含變動成本補償分攤電費）由全部工商業用戶分攤或分享，執行峰谷價格比例；峰谷平衡損益費用直接由市場購電用戶分攤或分享。

市場化需求響應費用，按有關方案執行。

尖峰加價電費。包括尖峰電能量加價電費和尖峰輸配電價加價電費，向原執行峰谷價格政策的市場購電用戶收取。其中，尖峰電能量加價電費按照市場月度加權平均價×峰段系數f1×0.25收??；尖峰輸配電價加價電費按照對應各類別、各電壓等級峰段輸配電價的0.25倍收取，深圳用戶尖峰輸配電價按深圳市峰谷分時電價政策執行。市場購電用戶尖峰電價的實施范圍、執行時間、執行時段按照有關文件規定執行。

（三）零售交易要求。

1.對原執行峰谷價格的市場購電用戶，其簽訂的零售合同電能量峰谷時段、價格峰谷比按照規定的峰谷時段和峰平谷f1：1：f2的比例要求執行（除深圳市峰f1暫定1.53、谷f2暫定0.32外，其他地市峰f1暫定1.7、谷f2暫定0.38；蓄冷用戶f1暫定1.65、谷f2暫定0.25；深圳市低壓用戶峰f1暫定1.3553、谷f2暫定0.2894；視市場運行情況動態調整）。

2.同一用戶中，原執行峰谷價格政策的計量點電能量價格按零售合同約定的峰平谷價格結算，原執行非峰谷價格政策的計量點電能量價格按合同約定的平段電價結算。

3.售電公司和零售用戶可根據電力供需形勢和一次能源成本情況，簽訂不同周期（如年、半年、季度或多月等）的零售合同。

4.售電公司和零售用戶雙方協商一致后，可按月為單位調整零售合同。

5.售電公司和零售用戶可在零售合同中對固定電價部分電量簽訂煤電價格聯動條款。

6.售電公司和零售用戶應按照零售平臺中的零售合同模板建立零售關系并固化零售結算模式，交易中心以雙方在零售平臺簽訂的零售合同作為結算依據。

7.售電公司應統籌考慮零售用戶不同的用電特性、自身中長期合約占比情況，選擇簽訂相應的零售合同模式。

8.售電公司開展雙邊協商、邀約零售交易前，應在零售平臺上架至少一個掛牌套餐。

9.售電公司應綜合考慮中長期電能量電費、現貨電能量電費、考核電費、市場分攤及返還電費（包括系統運行補償分攤電費、啟動補償分攤電費、發用電不平衡費用分攤或分享、偏差收益轉移返還電費分享、機組中長期交易偏差考核電費分享）等批發市場購電成本，與零售用戶協商簽訂電能量零售合同價格。

10.售電公司和零售用戶應在零售合同中約定國家若出臺最新價格上下限政策后的處理措施。

11.售電公司與電力用戶可在綠電交易合同中約定綠電結算優先級。

關于有關主體參與市場化交易安排：

（一）核電參與市場化交易。

2025年，安排嶺澳、陽江核電年度市場化電量約273億千瓦時。核電機組與售電公司可通過年度、多月、月度、周及多日各交易品種形成中長期合約電量、價格及曲線。對核電應用政府授權單向差價合約機制，即按照年月中長期市場交易均價與政府授權合約價格之差（為負置零）對授權合約電量進行單向差價結算回收，其中授權合約電量為核電當月實際市場電量的90%，合約價格為核電核定上網電價；年月中長期市場交易均價按核電年度、多月、月度成交電量比例，分別應用市場年度、多月、月度中長期交易均價加權計算得到。政府授權合約差價電費由全體工商業用戶按照當月實際電量分享。當年月中長期市場交易均價低于市場參考價時，核電機組按照核定上網電價、年月中長期市場交易均價中的較大值與市場參考價之差乘以系數k（暫取0.85）執行變動成本補償機制。對核電機組執行發電側中長期交易偏差考核，其中核電機組的中長期交易偏差考核系數為1.1。

在滿足系統安全和電力平衡的基礎上，按照多發滿發原則安排核電機組發電計劃。

（二）新能源參與市場化交易。

根據廣東電力市場配套實施細則等有關規定，110kV及以上電壓等級的新能源按“基數電量+市場電量”方式參與市場，新能源實際上網電量與基數電量、中長期電量之差按照現貨節點電價進行偏差結算。其中220kV及以上電壓等級新能源場站，中長期電量（含綠電電能量中長期）不足當日實際上網電量的90%部分，與當日實際上網電量的70%取小后，視為基數電量；110kV電壓等級新能源場站，中長期電量（含綠電電能量中長期）不足當日實際上網電量的90%部分，視為基數電量；2025年1月1日起新建并網的110kV及以上電壓等級的集中式光伏，中長期電量（含綠電電能量中長期）不足當日實際上網電量的90%部分，與當日實際上網電量的50%取小后，視為基數電量；基數電量按實際上網電量曲線分解到小時，以批復上網電價結算。對新能源場站中長期電量不足實際市場電量扣減10%實際上網電量部分實施中長期交易偏差考核，考核系數取1.0。

對現貨新能源因日前短期功率預測導致實時偏差電量超過實際上網電量允許范圍之外的電量部分，以節點日前、實時價格之差按小時計算新能源日前實時偏差費用，以月為單位、正負互抵后對新能源機組進行回收，相關費用由市場煤電、氣電機組按照上網電量進行分享。

（三）獨立儲能參與市場化交易。

按照新型儲能參與市場化交易有關方案和實施細則規定，持續推動獨立儲能試點參與電能量市場和輔助服務市場，適時按15分鐘開展電能量電費結算。

（四）抽水蓄能電站參與市場化交易。

按照《廣東省抽水蓄能參與電力市場交易實施方案》和有關實施細則規定，有序推進抽水蓄能參與電力市場交易，適時按15分鐘開展電能量電費結算。視市場運行情況，逐步擴大抽水蓄能參與市場交易規模，并研究優化出清、考核等機制。

（五）虛擬電廠參與市場化交易試點。

按照《廣東省虛擬電廠參與電力市場交易實施方案》等有關要求，推動可調節負荷、分布式電源、用戶側儲能等資源聚合形成虛擬電廠，積極參與電能量、需求響應、輔助服務等市場交易。

此外，通知中還提到簡易交易、可再生能源綠電交易、市場化需求響應交易、電力輔助服務市場建設以及銜接機制等。