11月21日，廣東省能源局 國家能源局南方監(jiān)管局發(fā)布關(guān)于2025年電力市場交易有關(guān)事項(xiàng)的通知，通知指出，220kV及以上電壓等級的中調(diào)調(diào)管風(fēng)電場站、光伏電站全部作為市場交易電源，參與中長期、現(xiàn)貨和綠電交易，原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的70%安排基數(shù)電量。有序推動滿足技術(shù)條件（具備接收并執(zhí)行電力調(diào)度機(jī)構(gòu)的有功功率控制指令和發(fā)電計劃曲線等）的110kV電壓等級集中式風(fēng)電場站、光伏電站參與現(xiàn)貨，原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的90%安排基數(shù)電量；要加快技術(shù)改造，2025年底前實(shí)現(xiàn)全部110kV電壓等級的集中式風(fēng)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(wǎng)的110kV及以上電壓等級集中式光伏，原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的50%安排基數(shù)電量。鼓勵分布式新能源以聚合虛擬電廠方式參與現(xiàn)貨電能量交易和綠電交易。參加綠電交易的發(fā)電企業(yè)準(zhǔn)入條件按廣東可再生能源交易規(guī)則執(zhí)行。

原文如下：

廣東省能源局 國家能源局南方監(jiān)管局關(guān)于2025年電力市場交易有關(guān)事項(xiàng)的通知

各地級以上市發(fā)展改革局（委）、廣州市工業(yè)和信息化局、惠州市能源和重點(diǎn)項(xiàng)目局，廣東電網(wǎng)公司、深圳供電局有限公司、南方電網(wǎng)電力調(diào)度中心、廣州電力交易中心、廣東電力交易中心、廣東省電力調(diào)度中心，各經(jīng)營主體：

為貫徹落實(shí)國家和省關(guān)于深化電力體制改革和電力市場建設(shè)有關(guān)工作部署，組織做好我省2025年電力市場建設(shè)運(yùn)行工作，經(jīng)會同各方認(rèn)真研究，我們組織制定了2025年電力市場交易方案，現(xiàn)將有關(guān)事項(xiàng)通知如下：

一、市場規(guī)模與市場準(zhǔn)入

（一）市場規(guī)模。

落實(shí)國家關(guān)于有序推動全部工商業(yè)用戶進(jìn)入電力市場的要求，2025年廣東電力市場規(guī)模約為6500億千瓦時，包括直接參與市場交易電量和電網(wǎng)企業(yè)代理購電電量。2025年我省電力市場交易在廣東電力交易系統(tǒng)（平臺）組織開展。

（二）用戶側(cè)。

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(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶（簡稱“電網(wǎng)代購用戶”，下同）。鼓勵10kV及以上工商業(yè)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(yè)用戶原則上直接參與市場交易；具備條件的10kV以下工商業(yè)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(fā)用戶直接參與批發(fā)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(jī)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(yè)用戶，其2025年全部工商業(yè)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(fā)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(guān)規(guī)定，執(zhí)行保底零售價格，并承擔(dān)市場分?jǐn)傎M(fèi)用。

3.年用電量500萬千瓦時及以上的10kV及以上工商業(yè)用戶企業(yè)名單，按照統(tǒng)一社會信用代碼首位數(shù)為9的類別進(jìn)行篩選，由電網(wǎng)企業(yè)按照結(jié)算戶維度根據(jù)2023年10月至2024年9月的歷史用電量確定，經(jīng)廣東電力交易中心在交易系統(tǒng)（平臺）公示、發(fā)布。對于計量點(diǎn)不具備入市條件、非用戶產(chǎn)權(quán)用電、實(shí)際用電主體為非工商業(yè)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(jīng)電網(wǎng)企業(yè)核實(shí)后，可對名單進(jìn)行個別修正剔除，不再納入后續(xù)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(xù)批發(fā)市場交易前，應(yīng)向廣東電力交易中心申請作為批發(fā)用戶，以月度為周期進(jìn)行批發(fā)、零售交易的權(quán)限變更。批發(fā)用戶未參與交易但發(fā)生實(shí)際用電的，按照批發(fā)市場規(guī)則進(jìn)行結(jié)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(guān)要求按國家最新政策規(guī)定執(zhí)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(yè)用戶，統(tǒng)一由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，電網(wǎng)代購用戶按有關(guān)規(guī)定參與現(xiàn)貨市場分?jǐn)偡窒?，具體以省發(fā)展改革委發(fā)布的代購電方案為準(zhǔn)。電網(wǎng)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(xù)國家如出臺工商業(yè)用戶參與市場交易、市場價格浮動上下限等相關(guān)政策要求，按最新政策規(guī)定執(zhí)行。

（三）發(fā)電側(cè)。

發(fā)電側(cè)經(jīng)營主體包括兩類：一類是直接參與市場交易的電源（簡稱“市場交易電源”，下同）；另一類是電網(wǎng)企業(yè)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(nèi)燃煤電廠上網(wǎng)電量（含自備電廠上網(wǎng)電量）全部進(jìn)入市場。其中，中調(diào)及以上燃煤電廠（含“點(diǎn)對網(wǎng)”送電的鯉魚江、橋口電廠）全部機(jī)組須作為市場交易電源；地調(diào)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(jīng)選擇作為市場交易電源后，不允許改為市場代購電源；省內(nèi)燃煤自備電廠上網(wǎng)電量進(jìn)入市場，僅作為市場代購電源。

省內(nèi)燃?xì)怆姀S中，中調(diào)及以上燃?xì)怆姀S上網(wǎng)電量均進(jìn)入市場，全部機(jī)組須作為市場交易電源；地調(diào)燃?xì)怆姀S可選擇是否進(jìn)入市場，一經(jīng)進(jìn)入后不允許退出，其中選擇進(jìn)入市場的燃?xì)怆姀S可選擇作為市場交易電源或作為市場代購電源，一經(jīng)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(jī)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(diào)調(diào)管風(fēng)電場站、光伏電站全部作為市場交易電源，參與中長期、現(xiàn)貨和綠電交易，原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的70%安排基數(shù)電量。有序推動滿足技術(shù)條件（具備接收并執(zhí)行電力調(diào)度機(jī)構(gòu)的有功功率控制指令和發(fā)電計劃曲線等）的110kV電壓等級集中式風(fēng)電場站、光伏電站參與現(xiàn)貨，原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的90%安排基數(shù)電量；要加快技術(shù)改造，2025年底前實(shí)現(xiàn)全部110kV電壓等級的集中式風(fēng)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(wǎng)的110kV及以上電壓等級集中式光伏，原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的50%安排基數(shù)電量。鼓勵分布式新能源以聚合虛擬電廠方式參與現(xiàn)貨電能量交易和綠電交易。參加綠電交易的發(fā)電企業(yè)準(zhǔn)入條件按廣東可再生能源交易規(guī)則執(zhí)行。

獨(dú)立儲能、抽水蓄能、虛擬電廠準(zhǔn)入條件按相關(guān)方案和細(xì)則執(zhí)行。長期不具備發(fā)電能力的電廠不進(jìn)入市場。

二、中長期市場交易

（一）年度交易安排。

2025年，按照目前用戶側(cè)市場注冊情況，并考慮年用電量500萬千瓦時及以上的電網(wǎng)代購用戶直接參與市場，安排發(fā)電側(cè)年度交易規(guī)模上限3800億千瓦時；若新增市場購電用戶超預(yù)期增長，則適當(dāng)增加年度交易規(guī)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(guī)模上限的比例不應(yīng)超過20%。2025年年度交易主要安排如下：

1.交易品種。年度交易包括雙邊協(xié)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(jié)束后若仍有剩余電量，經(jīng)營主體可在2025年內(nèi)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(fù)荷典型參考曲線設(shè)置，日分時比例按峰、平、谷各時段小時均分設(shè)置。

3.交易價格。按照“基準(zhǔn)價+上下浮動”的原則，根據(jù)燃煤基準(zhǔn)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。

具體年度交易安排另行通知。

（二）年度交易要求。

1.請各發(fā)電企業(yè)和售電公司（含批發(fā)用戶，下同）等經(jīng)營主體根據(jù)2025年電力供需形勢和一次能源價格情況，合理簽訂年度中長期合同。

2.允許經(jīng)營主體按需簽訂2025年不同周期（如年、半年、季度或多月等）的年度中長期合同。

3.在雙方協(xié)商一致的情況下，經(jīng)營主體可按月調(diào)整后續(xù)月份年度雙邊協(xié)商合同價格，合同電量不允許調(diào)整。廣東電力交易中心按月統(tǒng)計并披露調(diào)整后的年度合同均價。

4.發(fā)布統(tǒng)調(diào)負(fù)荷典型參考曲線、市場購電用戶負(fù)荷典型參考曲線兩類典型曲線供經(jīng)營主體參考，經(jīng)營主體應(yīng)根據(jù)自身實(shí)際和發(fā)用電需求簽訂合同分解曲線。

5.發(fā)電企業(yè)和售電公司應(yīng)在年度雙邊協(xié)商合同中約定國家出臺最新價格上下限政策后的處理措施。

（三）多月、月度及多日（周）交易。

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(xié)商、連續(xù)集中競爭交易，其中連續(xù)集中競爭交易采用市場購電用戶負(fù)荷典型參考曲線方式開展；月度交易層面，包括雙邊協(xié)商、集中競爭交易、發(fā)電側(cè)合同轉(zhuǎn)讓等品種，其中集中競爭交易分別采用市場購電用戶負(fù)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(xié)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(guān)參數(shù)視市場運(yùn)行情況進(jìn)行調(diào)整。

（四）雙邊協(xié)商關(guān)聯(lián)交易電量統(tǒng)計。

統(tǒng)計年度、多月、月度雙邊協(xié)商交易相關(guān)的市場價格時，同一集團(tuán)發(fā)電企業(yè)、售電公司的年度、多月、月度雙邊協(xié)商交易成交電量按25%權(quán)重計算，后續(xù)視運(yùn)行情況進(jìn)行調(diào)整。

（五）風(fēng)險防范。

1.落實(shí)中長期交易合約比例要求。對經(jīng)營主體年度、多月、月度中長期成交電量之和與年度、多月、月度、周及多日中長期成交電量之和的較小值不足90%的，實(shí)施偏差考核?？己藘r格為當(dāng)月月度集中競爭交易綜合價與日前市場統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)月度加權(quán)平均綜合價之差的一定倍數(shù)。

2.落實(shí)批發(fā)側(cè)與零售側(cè)固定價格電量匹配要求。售電公司簽訂的年度交易電量應(yīng)與零售合同固定價格電量合理匹配，對超過合理偏差范圍的電量按照一定標(biāo)準(zhǔn)征收額外履約擔(dān)保，具體按照最新的履約風(fēng)險管理實(shí)施細(xì)則執(zhí)行。若售電公司簽訂的年度交易電量少于其簽約零售用戶（含2024年底前及2025年中簽約用戶）的固定價格電量的，對差額電量超出該批用戶實(shí)際用電量10%的部分，按年度交易均價與月度中長期交易綜合價之差（為負(fù)置零）的0.6倍計算批零結(jié)構(gòu)不匹配考核電費(fèi)，相關(guān)考核電費(fèi)由全體市場購電用戶按實(shí)際用電量比例分享。

3.一次能源價格應(yīng)急傳導(dǎo)機(jī)制。根據(jù)國家最新政策規(guī)定，當(dāng)一次能源價格波動超出一定范圍時，視市場運(yùn)行情況啟動一次能源價格應(yīng)急傳導(dǎo)機(jī)制，按照一定比例對電量進(jìn)行補(bǔ)償或回收，相關(guān)費(fèi)用由全部工商業(yè)用戶分?jǐn)偦蚍窒怼＿m時建立煤電一次能源價格應(yīng)急傳導(dǎo)機(jī)制。

三、現(xiàn)貨市場交易

（一）完善運(yùn)行補(bǔ)償機(jī)制。

系統(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償費(fèi)用以月度為單位由售電公司以及電網(wǎng)代購用戶按當(dāng)月實(shí)際用電量比例分?jǐn)?。月度分?jǐn)傇O(shè)置上限，達(dá)到上限后，對各機(jī)組系統(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償費(fèi)用進(jìn)行等比例打折，其中節(jié)假日（含調(diào)休節(jié)假日、連休周末，下同）期間對應(yīng)的系統(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償費(fèi)用不予打折、全額補(bǔ)償。對于節(jié)假日期間啟動的發(fā)電機(jī)組，啟動補(bǔ)償費(fèi)用按照機(jī)組實(shí)際啟動狀態(tài)對應(yīng)的啟動成本計算；對于非節(jié)假日期間啟動的發(fā)電機(jī)組，啟動補(bǔ)償費(fèi)用按照機(jī)組實(shí)際啟動狀態(tài)對應(yīng)的啟動成本和當(dāng)日上網(wǎng)電量扣減轉(zhuǎn)讓前的代購市場及跨省外送結(jié)算電量（為負(fù)置零）及年度、多月、月度中長期交易電量后占當(dāng)日上網(wǎng)電量的比例（為負(fù)置零）進(jìn)行補(bǔ)償。視市場運(yùn)行情況，優(yōu)化完善系統(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償與啟動補(bǔ)償機(jī)制。

（二）完善機(jī)組阻塞分配機(jī)制。

各機(jī)組中長期合約阻塞費(fèi)用單獨(dú)結(jié)算。建立機(jī)組阻塞分配機(jī)制，按照各機(jī)組阻塞分配電量乘以統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)與所在節(jié)點(diǎn)的日前現(xiàn)貨價格之差向機(jī)組分配（返還）阻塞費(fèi)用，上述阻塞分配（返還）費(fèi)用由直接參與交易的市場機(jī)組按照實(shí)際月度上網(wǎng)電量（核電、新能源為月度上網(wǎng)電量扣減基數(shù)電量，下同）比例分?jǐn)偦蚍窒怼?/p>

阻塞分配電量按以下方式確定：高價節(jié)點(diǎn)的煤電、氣電為機(jī)組當(dāng)月實(shí)際市場電量和市場交易電量上限較小值的90%；低價節(jié)點(diǎn)的煤電、氣電為先按當(dāng)月同類機(jī)組平均發(fā)電利用小時數(shù)的90%對應(yīng)電量扣減自身代購市場及跨省外送結(jié)算電量后與機(jī)組自身實(shí)際市場電量進(jìn)行取大，再同機(jī)組市場交易電量上限取小后乘90%；核電為機(jī)組實(shí)際市場電量和市場交易電量上限較小值的90%；參與現(xiàn)貨交易的新能源為實(shí)際市場電量扣減10%上網(wǎng)電量后和機(jī)組交易電量上限的較小值。其中，節(jié)點(diǎn)日前月度均價高于統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)日前月度均價的為高價節(jié)點(diǎn)，反之為低價節(jié)點(diǎn)，月度均價按市場購電用戶典型曲線加權(quán)計算；煤機(jī)暫分為100萬、60萬及以下兩類同類型機(jī)組，氣機(jī)暫分為大鵬、非大鵬熱電聯(lián)產(chǎn)（熱電比低于10%的視同常規(guī)氣機(jī)）、非大鵬常規(guī)9H及9F、非大鵬常規(guī)9E及6F四類同類型機(jī)組；同類型機(jī)組平均發(fā)電利用小時數(shù)對應(yīng)電量需扣減機(jī)組檢修、非停小時數(shù)和新投產(chǎn)機(jī)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(yōu)化現(xiàn)貨出清機(jī)制及參數(shù)。

1.按照有利于促進(jìn)電力保供原則，優(yōu)化現(xiàn)貨出清模型和參數(shù)，適當(dāng)提高現(xiàn)貨出清價格上限。加強(qiáng)調(diào)度必開機(jī)組的監(jiān)管和不定價機(jī)組事后復(fù)盤分析。

2.探索優(yōu)化氣電參與現(xiàn)貨市場出清機(jī)制。研究在日前市場安全約束機(jī)組組合（SCUC）模型中，在氣電機(jī)組申報的各段電能量報價上疊加變動成本補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，在最小穩(wěn)定技術(shù)出力費(fèi)用上疊加最小穩(wěn)定技術(shù)出力與變動成本補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的乘積，擇機(jī)開展試運(yùn)行。進(jìn)一步理順氣機(jī)價格機(jī)制和市場機(jī)制，結(jié)合市場運(yùn)行情況適時開展試點(diǎn)。

（四）開展雙邊報量報價試點(diǎn)。

適時開展現(xiàn)貨市場雙邊報量報價試點(diǎn)交易。起步階段，允許批發(fā)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(xiàn)行的報量不報價（作為日前電能量市場結(jié)算依據(jù)）方式不變。

（五）發(fā)電變動成本補(bǔ)償機(jī)制。

根據(jù)機(jī)組實(shí)際上網(wǎng)電量（或市場電量）和度電補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，計算燃煤、燃?xì)狻L(fēng)電、光伏和核電等發(fā)電企業(yè)變動成本補(bǔ)償金額，度電補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為機(jī)組批復(fù)上網(wǎng)電價（不含補(bǔ)貼）加超低排放電價后與市場參考價之差，機(jī)組批復(fù)上網(wǎng)電價按政府最新價格政策文件執(zhí)行，其中燃?xì)鈾C(jī)組按照廣東電力市場氣電天然氣價格傳導(dǎo)機(jī)制有關(guān)規(guī)定，根據(jù)最新天然氣采購綜合價按月調(diào)整變動成本補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，考慮2025年年度交易均價計算氣機(jī)變動成本補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)調(diào)整觸發(fā)氣價，具體由廣東電力交易中心另行發(fā)布；核電變動成本補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)按照核電參與市場化交易方式執(zhí)行。

發(fā)電側(cè)變動成本補(bǔ)償由全體工商業(yè)用戶按月度實(shí)際用電量比例共同承擔(dān)。

（六）用戶側(cè)峰谷平衡機(jī)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(yùn)行情況動態(tài)調(diào)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(bǔ)償年度交易均價的（1-f2）倍；峰谷時段按照《關(guān)于進(jìn)一步完善我省峰谷分時電價政策有關(guān)問題的通知》（粵發(fā)改價格〔2021〕331號）的規(guī)定執(zhí)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(zhí)行。原不執(zhí)行峰谷價格政策的用戶不應(yīng)用峰谷平衡機(jī)制。

應(yīng)用峰谷平衡機(jī)制所產(chǎn)生的損益費(fèi)用，由市場購電用戶按電量比例分?jǐn)偦蚍窒怼?/p>

（七）市場分?jǐn)倷C(jī)制。

現(xiàn)貨市場分?jǐn)傎M(fèi)用包括但不限于：市場阻塞盈余、系統(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償、啟動補(bǔ)償、發(fā)用電不平衡、并軌不平衡等費(fèi)用。其中，市場阻塞盈余費(fèi)用由發(fā)電企業(yè)分?jǐn)偦蚍窒恚幌到y(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償分?jǐn)傎M(fèi)用、啟動補(bǔ)償分?jǐn)傎M(fèi)用由售電公司和電網(wǎng)代購用戶分?jǐn)?；發(fā)用電不平衡費(fèi)用由發(fā)電企業(yè)和售電公司分?jǐn)偦蚍窒?；并軌不平衡費(fèi)用由發(fā)電企業(yè)和全體工商業(yè)用戶分?jǐn)偦蚍窒怼?/p>

上述現(xiàn)貨市場關(guān)鍵機(jī)制及相關(guān)參數(shù)將根據(jù)市場運(yùn)行實(shí)際情況進(jìn)行動態(tài)調(diào)整，具體以配套實(shí)施細(xì)則為準(zhǔn)。

四、零售交易安排及要求

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(xié)商、掛牌及邀約等方式，簽訂分峰平谷的絕對價格零售合同。主要安排如下：

（一）零售交易模式。

1.電能量交易模式。

按照“固定價格+聯(lián)動價格+浮動費(fèi)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(lián)動價格。零售合同中應(yīng)不少于10%、不多于30%實(shí)際用電量比例的部分采用市場價格聯(lián)動方式，聯(lián)動價格分為聯(lián)動月度價格和現(xiàn)貨價格，其中聯(lián)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(lián)動現(xiàn)貨價格為日前市場月度綜合價，聯(lián)動電量比例不大于20%。以上聯(lián)動價格均包含批發(fā)市場分?jǐn)傎M(fèi)用。

浮動費(fèi)用。為可選項(xiàng)，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(fèi)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(lián)動價格+偏差費(fèi)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(lián)動價格。聯(lián)動價格為綠電批發(fā)市場綠證（綠色環(huán)境價值）月度均價。

偏差費(fèi)用。偏差費(fèi)用按照綠證（綠色環(huán)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(lián)動價格電量之和不得大于電力用戶當(dāng)月實(shí)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(fèi)用，考核系數(shù)上限為0.2，下限為0。

（二）零售用戶電費(fèi)構(gòu)成。

零售用戶電費(fèi)由零售合同電費(fèi)、輸配電費(fèi)、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用、政府性基金及附加、其他分?jǐn)傎M(fèi)用、市場化需求響應(yīng)費(fèi)用、尖峰加價電費(fèi)等組成。具體收取情況如下：

零售合同電費(fèi)。按零售合同約定的固定價格、聯(lián)動價格、浮動費(fèi)用、綠證（綠色環(huán)境價值）等價格及電量比例計算執(zhí)行。

輸配電費(fèi)。對原執(zhí)行非峰谷價格政策的市場購電用戶，按固定的輸配電價收??；對原執(zhí)行峰谷價格政策的市場購電用戶，輸配電價按照我省規(guī)定的峰谷時段、峰谷比價執(zhí)行，深圳的市場購電用戶應(yīng)用的輸配電價按深圳市峰谷分時電價政策執(zhí)行。電網(wǎng)企業(yè)按照政府核定公布的輸配電價收取相應(yīng)的輸配電費(fèi)。市場購電用戶繳納的輸配電費(fèi)與電網(wǎng)企業(yè)收取的輸配電費(fèi)之間的差額資金，納入用戶側(cè)峰谷平衡費(fèi)用。

上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用。按照《廣東省發(fā)展改革委轉(zhuǎn)發(fā)國家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關(guān)事項(xiàng)的通知》（粵發(fā)改價格〔2023〕148號）要求執(zhí)行。

系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用。包括輔助服務(wù)費(fèi)用、抽水蓄能容量電費(fèi)和容量電費(fèi)分?jǐn)傎M(fèi)用，執(zhí)行峰谷價格比例。其中，輔助服務(wù)費(fèi)用按國家相關(guān)政策和輔助服務(wù)市場規(guī)則執(zhí)行；抽水蓄能容量電費(fèi)按照《廣東省發(fā)展改革委轉(zhuǎn)發(fā)國家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關(guān)事項(xiàng)的通知》（粵發(fā)改價格〔2023〕148號）相關(guān)要求執(zhí)行；容量電費(fèi)分?jǐn)傎M(fèi)用按照相關(guān)規(guī)定執(zhí)行。

政府性基金及附加按政府部門發(fā)布的最新文件要求執(zhí)行。

其他分?jǐn)傎M(fèi)用。包括保障居民農(nóng)業(yè)用電價格穩(wěn)定的新增損益（含變動成本補(bǔ)償分?jǐn)傠娰M(fèi)）、峰谷平衡損益費(fèi)用及其他分?jǐn)傎M(fèi)用。保障居民農(nóng)業(yè)用電價格穩(wěn)定的新增損益（含變動成本補(bǔ)償分?jǐn)傠娰M(fèi)）、峰谷平衡損益費(fèi)用等根據(jù)有關(guān)方案和市場規(guī)則計算，其中，保障居民農(nóng)業(yè)用電價格穩(wěn)定的新增損益（含變動成本補(bǔ)償分?jǐn)傠娰M(fèi)）由全部工商業(yè)用戶分?jǐn)偦蚍窒?，?zhí)行峰谷價格比例；峰谷平衡損益費(fèi)用直接由市場購電用戶分?jǐn)偦蚍窒怼?/p>

市場化需求響應(yīng)費(fèi)用，按有關(guān)方案執(zhí)行。

尖峰加價電費(fèi)。包括尖峰電能量加價電費(fèi)和尖峰輸配電價加價電費(fèi)，向原執(zhí)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(fèi)按照市場月度加權(quán)平均價×峰段系數(shù)f1×0.25收??；尖峰輸配電價加價電費(fèi)按照對應(yīng)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(zhí)行。市場購電用戶尖峰電價的實(shí)施范圍、執(zhí)行時間、執(zhí)行時段按照有關(guān)文件規(guī)定執(zhí)行。

（三）零售交易要求。

1.對原執(zhí)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(guī)定的峰谷時段和峰平谷f1：1：f2的比例要求執(zhí)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(yùn)行情況動態(tài)調(diào)整）。

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

3.售電公司和零售用戶可根據(jù)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(xié)商一致后，可按月為單位調(diào)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(lián)動條款。

6.售電公司和零售用戶應(yīng)按照零售平臺中的零售合同模板建立零售關(guān)系并固化零售結(jié)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(jié)算依據(jù)。

7.售電公司應(yīng)統(tǒng)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(yīng)的零售合同模式。

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

9.售電公司應(yīng)綜合考慮中長期電能量電費(fèi)、現(xiàn)貨電能量電費(fèi)、考核電費(fèi)、市場分?jǐn)偧胺颠€電費(fèi)（包括系統(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償分?jǐn)傠娰M(fèi)、啟動補(bǔ)償分?jǐn)傠娰M(fèi)、發(fā)用電不平衡費(fèi)用分?jǐn)偦蚍窒?、偏差收益轉(zhuǎn)移返還電費(fèi)分享、機(jī)組中長期交易偏差考核電費(fèi)分享）等批發(fā)市場購電成本，與零售用戶協(xié)商簽訂電能量零售合同價格。

10.售電公司和零售用戶應(yīng)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(jié)算優(yōu)先級。

五、有關(guān)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(jī)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(yīng)用政府授權(quán)單向差價合約機(jī)制，即按照年月中長期市場交易均價與政府授權(quán)合約價格之差（為負(fù)置零）對授權(quán)合約電量進(jìn)行單向差價結(jié)算回收，其中授權(quán)合約電量為核電當(dāng)月實(shí)際市場電量的90%，合約價格為核電核定上網(wǎng)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(yīng)用市場年度、多月、月度中長期交易均價加權(quán)計算得到。政府授權(quán)合約差價電費(fèi)由全體工商業(yè)用戶按照當(dāng)月實(shí)際電量分享。當(dāng)年月中長期市場交易均價低于市場參考價時，核電機(jī)組按照核定上網(wǎng)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(shù)k（暫取0.85）執(zhí)行變動成本補(bǔ)償機(jī)制。對核電機(jī)組執(zhí)行發(fā)電側(cè)中長期交易偏差考核，其中核電機(jī)組的中長期交易偏差考核系數(shù)為1.1。

在滿足系統(tǒng)安全和電力平衡的基礎(chǔ)上，按照多發(fā)滿發(fā)原則安排核電機(jī)組發(fā)電計劃。

（二）新能源參與市場化交易。

根據(jù)廣東電力市場配套實(shí)施細(xì)則等有關(guān)規(guī)定，110kV及以上電壓等級的新能源按“基數(shù)電量+市場電量”方式參與市場，新能源實(shí)際上網(wǎng)電量與基數(shù)電量、中長期電量之差按照現(xiàn)貨節(jié)點(diǎn)電價進(jìn)行偏差結(jié)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(dāng)日實(shí)際上網(wǎng)電量的90%部分，與當(dāng)日實(shí)際上網(wǎng)電量的70%取小后，視為基數(shù)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(dāng)日實(shí)際上網(wǎng)電量的90%部分，視為基數(shù)電量；2025年1月1日起新建并網(wǎng)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(dāng)日實(shí)際上網(wǎng)電量的90%部分，與當(dāng)日實(shí)際上網(wǎng)電量的50%取小后，視為基數(shù)電量；基數(shù)電量按實(shí)際上網(wǎng)電量曲線分解到小時，以批復(fù)上網(wǎng)電價結(jié)算。對新能源場站中長期電量不足實(shí)際市場電量扣減10%實(shí)際上網(wǎng)電量部分實(shí)施中長期交易偏差考核，考核系數(shù)取1.0。

對現(xiàn)貨新能源因日前短期功率預(yù)測導(dǎo)致實(shí)時偏差電量超過實(shí)際上網(wǎng)電量允許范圍之外的電量部分，以節(jié)點(diǎn)日前、實(shí)時價格之差按小時計算新能源日前實(shí)時偏差費(fèi)用，以月為單位、正負(fù)互抵后對新能源機(jī)組進(jìn)行回收，相關(guān)費(fèi)用由市場煤電、氣電機(jī)組按照上網(wǎng)電量進(jìn)行分享。

（三）獨(dú)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(guān)方案和實(shí)施細(xì)則規(guī)定，持續(xù)推動獨(dú)立儲能試點(diǎn)參與電能量市場和輔助服務(wù)市場，適時按15分鐘開展電能量電費(fèi)結(jié)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(shí)施方案》和有關(guān)實(shí)施細(xì)則規(guī)定，有序推進(jìn)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(fèi)結(jié)算。視市場運(yùn)行情況，逐步擴(kuò)大抽水蓄能參與市場交易規(guī)模，并研究優(yōu)化出清、考核等機(jī)制。

（五）虛擬電廠參與市場化交易試點(diǎn)。

按照《廣東省虛擬電廠參與電力市場交易實(shí)施方案》等有關(guān)要求，推動可調(diào)節(jié)負(fù)荷、分布式電源、用戶側(cè)儲能等資源聚合形成虛擬電廠，積極參與電能量、需求響應(yīng)、輔助服務(wù)等市場交易。

六、簡易交易

2025年，適時研究建立簡易交易機(jī)制，為年用電量一定規(guī)模以下的工商業(yè)用戶提供普遍、惠及、均衡、平等的基本公共零售服務(wù)，符合條件的市場購電用戶可自主選擇參與簡易交易。具體實(shí)施方案另行發(fā)布。

七、可再生能源綠電交易

貫徹落實(shí)《國家發(fā)展改革委 財政部 國家能源局關(guān)于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進(jìn)可再生能源電力消費(fèi)的通知》（發(fā)改能源〔2023〕1044號）等有關(guān)精神，按照《廣東省可再生能源交易規(guī)則（試行）》開展我省綠電交易，綠電交易電量以1兆瓦時為最小交易單位，綠證（綠色環(huán)境價值）結(jié)算電量以兆瓦時為單位向下取整確定。后續(xù)研究明確尾差滾動處理方式。

八、市場化需求響應(yīng)交易

根據(jù)廣東市場化需求響應(yīng)實(shí)施方案及配套細(xì)則，組織開展需求響應(yīng)交易，按照新型電力負(fù)荷管理系統(tǒng)建設(shè)和應(yīng)用的要求，力爭在市場購電用戶和電網(wǎng)代購用戶資源中培育形成年度最大用電負(fù)荷5%左右的穩(wěn)定調(diào)節(jié)能力。

九、電力輔助服務(wù)市場建設(shè)

加快構(gòu)建適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的輔助服務(wù)市場建設(shè)，開展爬坡輔助服務(wù)市場交易，與電能量市場聯(lián)合出清，充分體現(xiàn)靈活調(diào)節(jié)能力價值，做好與區(qū)域現(xiàn)貨與輔助服務(wù)市場的銜接；研究備用、慣量等輔助服務(wù)交易品種，以市場化競爭方式確定輔助服務(wù)提供主體并形成交易價格。

十、銜接機(jī)制

1.市場與計劃銜接機(jī)制。做好市場與計劃的并軌運(yùn)行，進(jìn)一步完善優(yōu)先購電計劃、代理購電機(jī)制與電力市場建設(shè)的有效銜接，適時推動優(yōu)先購電、代理購電分時現(xiàn)貨偏差結(jié)算，推動優(yōu)先發(fā)電（含省間送電）承擔(dān)交易計劃偏差責(zé)任，保障市場平穩(wěn)有序運(yùn)行。

2.跨省跨區(qū)送受電。積極推動西電市場化進(jìn)程，推動跨省跨區(qū)發(fā)用電計劃逐步放開。建立跨省互送電量分配機(jī)制，作為送端省時，由電網(wǎng)企業(yè)采用掛牌交易形式向直接參與市場交易的燃煤、燃?xì)鈾C(jī)組進(jìn)行采購，成交不足部分按剩余空間分配至機(jī)組，將市場化采購電量作為跨省外送電量成分；作為受端省時，跨省受入電量作為電網(wǎng)代購用戶、優(yōu)先購電用戶以及線損電量的采購電源。明確省間經(jīng)濟(jì)考核費(fèi)用使用方式，按照省間優(yōu)先發(fā)電計劃責(zé)任機(jī)制產(chǎn)生的省間經(jīng)濟(jì)考核費(fèi)用納入省間送電降價資金，按并軌不平衡資金分?jǐn)偨Y(jié)算處理。

3.與南方區(qū)域電力市場的銜接。保持廣東電力現(xiàn)貨市場先進(jìn)性、完整性及穩(wěn)定性，做好與南方區(qū)域市場的有效銜接和協(xié)同高效有序運(yùn)行。

4.容量電價按照國家和省有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。

十一、工作要求

（一）請各經(jīng)營主體貫徹落實(shí)《國家能源局綜合司關(guān)于進(jìn)一步規(guī)范電力市場交易行為有關(guān)事項(xiàng)的通知》（國能綜通監(jiān)管〔2024〕148號），依法合規(guī)參與電力市場交易，進(jìn)一步規(guī)范市場報價行為，綜合考慮機(jī)組固定成本、燃料成本、能源供需等客觀情況合規(guī)報價，推動交易價格真實(shí)準(zhǔn)確反映電力商品價值。

（二）加強(qiáng)零售用戶賬號管理。零售用戶賬號應(yīng)在符合《廣東電力零售市場管理辦法》有關(guān)賬號管理要求的前提下，在廣東電力交易零售平臺辦理2025年零售合同簽訂業(yè)務(wù)。請市場用戶認(rèn)真對照管理要求及相關(guān)通知開展賬號自查與整改，確保2025年電力交易業(yè)務(wù)正常開展。

（三）建立健全市場風(fēng)險防控機(jī)制。廣東電力市場成員要強(qiáng)化風(fēng)險意識，落實(shí)好防控措施，共同保障電力市場平穩(wěn)運(yùn)行和電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。各經(jīng)營主體要誠信經(jīng)營、理性決策，在合同簽訂時建立風(fēng)險共擔(dān)利益共享的機(jī)制，暢通價格傳導(dǎo)。市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)要加強(qiáng)市場風(fēng)險警示和市場方案、規(guī)則的宣貫，加強(qiáng)合同登記備案和結(jié)算管理，維護(hù)經(jīng)營主體合法利益，對異常交易行為、價格探索建立市場函詢制度，對未落實(shí)風(fēng)險防范要求的經(jīng)營主體予以公開提醒，必要時按程序取消合同登記備案。

（四）各市場成員要嚴(yán)格遵守國家有關(guān)法律法規(guī)、電力市場規(guī)則和市場管理制度，自覺自律，不得操縱市場、損害社會公共利益和其他經(jīng)營主體的合法權(quán)益。對違反國家法律提供虛假或偽造證明材料的，移送司法機(jī)關(guān)處理；對違反市場規(guī)則、擾亂市場秩序的行為，一經(jīng)查實(shí)，國家能源局南方監(jiān)管局會同廣東省能源局將對相關(guān)經(jīng)營主體采取中止參與交易的措施，進(jìn)行市場內(nèi)部曝光，并按國家信用管理規(guī)定處理；情節(jié)嚴(yán)重的，依據(jù)電力市場監(jiān)管規(guī)章、規(guī)則有關(guān)規(guī)定處理。

（五）請南方電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心做好西電送廣東年度送電計劃運(yùn)行調(diào)度安排，按照西電送廣東年度計劃、西電參與市場化交易結(jié)果共同確定的送電負(fù)荷特性曲線送電。

（六）請廣東電力交易中心會同廣東省電力調(diào)度中心認(rèn)真做好2025年度電力市場交易相關(guān)工作，積極落實(shí)國家和省有關(guān)工作要求，規(guī)范組織市場交易，加強(qiáng)市場運(yùn)營監(jiān)控，確保2025年電力市場平穩(wěn)有序運(yùn)行，有關(guān)情況及時報告。

廣東省能源局  國家能源局南方監(jiān)管局

2024年11月21日