11月21日，廣東省能源局 國(guó)家能源局南方監(jiān)管局發(fā)布關(guān)于2025年電力市場(chǎng)交易有關(guān)事項(xiàng)的通知，通知指出，220kV及以上電壓等級(jí)的中調(diào)調(diào)管風(fēng)電場(chǎng)站、光伏電站全部作為市場(chǎng)交易電源，參與中長(zhǎng)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(dòng)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(jì)劃曲線等）的110kV電壓等級(jí)集中式風(fēng)電場(chǎng)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(jí)的集中式風(fēng)電場(chǎng)站、光伏電站參與市場(chǎng)交易。對(duì)于2025年1月1日起新增并網(wǎng)的110kV及以上電壓等級(jí)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(lì)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(guó)家能源局南方監(jiān)管局關(guān)于2025年電力市場(chǎng)交易有關(guān)事項(xiàng)的通知

各地級(jí)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(yíng)主體：

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

一、市場(chǎng)規(guī)模與市場(chǎng)準(zhǔn)入

（一）市場(chǎng)規(guī)模。

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

（二）用戶側(cè)。

1.市場(chǎng)用戶包括市場(chǎng)直接購(gòu)電的用戶（簡(jiǎn)稱“市場(chǎng)購(gòu)電用戶”，下同）和電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電的用戶（簡(jiǎn)稱“電網(wǎng)代購(gòu)用戶”，下同）。鼓勵(lì)10kV及以上工商業(yè)用戶直接參與市場(chǎng)交易，其中年用電量500萬(wàn)千瓦時(shí)及以上的工商業(yè)用戶原則上直接參與市場(chǎng)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(chǎng)交易。年用電量500萬(wàn)千瓦時(shí)及以上的市場(chǎng)購(gòu)電用戶，可作為批發(fā)用戶直接參與批發(fā)市場(chǎng)交易或通過(guò)售電公司參與市場(chǎng)交易；年用電量500萬(wàn)千瓦時(shí)以下的市場(chǎng)購(gòu)電用戶，通過(guò)售電公司參與市場(chǎng)交易。2025年適時(shí)研究建立簡(jiǎn)易交易機(jī)制。

2.對(duì)于已直接參與2024年市場(chǎng)交易的用戶，以及年用電量500萬(wàn)千瓦時(shí)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(guò)市場(chǎng)直接購(gòu)買。未及時(shí)與售電公司簽訂2025年零售合同或未參與批發(fā)市場(chǎng)交易的，視同市場(chǎng)購(gòu)電用戶，按照電力市場(chǎng)保底售電有關(guān)規(guī)定，執(zhí)行保底零售價(jià)格，并承擔(dān)市場(chǎng)分?jǐn)傎M(fèi)用。

3.年用電量500萬(wàn)千瓦時(shí)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(huì)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(tái)）公示、發(fā)布。對(duì)于計(jì)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(duì)名單進(jìn)行個(gè)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(bào)告。

4.市場(chǎng)用戶在直接參與年度交易及后續(xù)批發(fā)市場(chǎng)交易前，應(yīng)向廣東電力交易中心申請(qǐng)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(chǎng)規(guī)則進(jìn)行結(jié)算。

5.市場(chǎng)購(gòu)電的高耗能用戶交易電價(jià)不受上浮20%限制，有關(guān)要求按國(guó)家最新政策規(guī)定執(zhí)行。已參與市場(chǎng)購(gòu)電的高耗能用戶不得退出市場(chǎng)交易。

6.對(duì)未從市場(chǎng)直接購(gòu)電的工商業(yè)用戶，統(tǒng)一由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電，電網(wǎng)代購(gòu)用戶按有關(guān)規(guī)定參與現(xiàn)貨市場(chǎng)分?jǐn)偡窒?，具體以省發(fā)展改革委發(fā)布的代購(gòu)電方案為準(zhǔn)。電網(wǎng)代購(gòu)用戶可直接在廣東電力交易中心辦理注冊(cè)，每季度最后15日前選擇下一季度起直接參與市場(chǎng)交易。

7.后續(xù)國(guó)家如出臺(tái)工商業(yè)用戶參與市場(chǎng)交易、市場(chǎng)價(jià)格浮動(dòng)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(yíng)主體包括兩類：一類是直接參與市場(chǎng)交易的電源（簡(jiǎn)稱“市場(chǎng)交易電源”，下同）；另一類是電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電的市場(chǎng)電源（簡(jiǎn)稱“市場(chǎng)代購(gòu)電源”，下同），作為市場(chǎng)價(jià)格接受者，不直接參與市場(chǎng)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(chǎng)。其中，中調(diào)及以上燃煤電廠（含“點(diǎn)對(duì)網(wǎng)”送電的鯉魚江、橋口電廠）全部機(jī)組須作為市場(chǎng)交易電源；地調(diào)燃煤電廠可選擇作為市場(chǎng)交易電源或作為市場(chǎng)代購(gòu)電源，一經(jīng)選擇作為市場(chǎng)交易電源后，不允許改為市場(chǎng)代購(gòu)電源；省內(nèi)燃煤自備電廠上網(wǎng)電量進(jìn)入市場(chǎng)，僅作為市場(chǎng)代購(gòu)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(chǎng)，全部機(jī)組須作為市場(chǎng)交易電源；地調(diào)燃?xì)怆姀S可選擇是否進(jìn)入市場(chǎng)，一經(jīng)進(jìn)入后不允許退出，其中選擇進(jìn)入市場(chǎng)的燃?xì)怆姀S可選擇作為市場(chǎng)交易電源或作為市場(chǎng)代購(gòu)電源，一經(jīng)選擇作為市場(chǎng)交易電源后，不允許改為市場(chǎng)代購(gòu)電源。

嶺澳核電和陽(yáng)江核電全部機(jī)組作為市場(chǎng)交易電源，參與市場(chǎng)交易。

220kV及以上電壓等級(jí)的中調(diào)調(diào)管風(fēng)電場(chǎng)站、光伏電站全部作為市場(chǎng)交易電源，參與中長(zhǎng)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(dòng)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(jì)劃曲線等）的110kV電壓等級(jí)集中式風(fēng)電場(chǎng)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(jí)的集中式風(fēng)電場(chǎng)站、光伏電站參與市場(chǎng)交易。對(duì)于2025年1月1日起新增并網(wǎng)的110kV及以上電壓等級(jí)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(lì)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(chǔ)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(zhǎng)期不具備發(fā)電能力的電廠不進(jìn)入市場(chǎng)。

二、中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易

（一）年度交易安排。

2025年，按照目前用戶側(cè)市場(chǎng)注冊(cè)情況，并考慮年用電量500萬(wàn)千瓦時(shí)及以上的電網(wǎng)代購(gòu)用戶直接參與市場(chǎng)，安排發(fā)電側(cè)年度交易規(guī)模上限3800億千瓦時(shí)；若新增市場(chǎng)購(gòu)電用戶超預(yù)期增長(zhǎng)，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(guò)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(jìng)爭(zhēng)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(yíng)主體可在2025年內(nèi)參與多月中長(zhǎng)期交易。

2.交易方式。按照“絕對(duì)價(jià)格+曲線”的模式組織簽訂含分時(shí)價(jià)格的年度合同，其中，年度集中競(jìng)爭(zhēng)交易分月、分峰平谷組織開展，月分日比例按市場(chǎng)購(gòu)電用戶負(fù)荷典型參考曲線設(shè)置，日分時(shí)比例按峰、平、谷各時(shí)段小時(shí)均分設(shè)置。

3.交易價(jià)格。按照“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”的原則，根據(jù)燃煤基準(zhǔn)價(jià)0.453元/千瓦時(shí)上下浮動(dòng)20%形成年度交易成交均價(jià)上下限。2025年，市場(chǎng)參考價(jià)為0.463元/千瓦時(shí)，年度交易成交均價(jià)上限暫定為0.554元/千瓦時(shí)，下限暫定為0.372元/千瓦時(shí)。

具體年度交易安排另行通知。

（二）年度交易要求。

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

2.允許經(jīng)營(yíng)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(zhǎng)期合同。

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

4.發(fā)布統(tǒng)調(diào)負(fù)荷典型參考曲線、市場(chǎng)購(gòu)電用戶負(fù)荷典型參考曲線兩類典型曲線供經(jīng)營(yíng)主體參考，經(jīng)營(yíng)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(guó)家出臺(tái)最新價(jià)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(jìng)爭(zhēng)交易，其中連續(xù)集中競(jìng)爭(zhēng)交易采用市場(chǎng)購(gòu)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(jìng)爭(zhēng)交易、發(fā)電側(cè)合同轉(zhuǎn)讓等品種，其中集中競(jìng)爭(zhēng)交易分別采用市場(chǎng)購(gòu)電用戶負(fù)荷典型參考曲線、分時(shí)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(shí)段集中競(jìng)爭(zhēng)交易。多月、月度、多日（周）交易品種以及相關(guān)參數(shù)視市場(chǎng)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(jì)。

統(tǒng)計(jì)年度、多月、月度雙邊協(xié)商交易相關(guān)的市場(chǎng)價(jià)格時(shí)，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(jì)算，后續(xù)視運(yùn)行情況進(jìn)行調(diào)整。

（五）風(fēng)險(xiǎn)防范。

1.落實(shí)中長(zhǎng)期交易合約比例要求。對(duì)經(jīng)營(yíng)主體年度、多月、月度中長(zhǎng)期成交電量之和與年度、多月、月度、周及多日中長(zhǎng)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(jià)格為當(dāng)月月度集中競(jìng)爭(zhēng)交易綜合價(jià)與日前市場(chǎng)統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)月度加權(quán)平均綜合價(jià)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(jià)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(jià)格電量合理匹配，對(duì)超過(guò)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(xiǎn)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(jià)格電量的，對(duì)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(jià)與月度中長(zhǎng)期交易綜合價(jià)之差（為負(fù)置零）的0.6倍計(jì)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(chǎng)購(gòu)電用戶按實(shí)際用電量比例分享。

3.一次能源價(jià)格應(yīng)急傳導(dǎo)機(jī)制。根據(jù)國(guó)家最新政策規(guī)定，當(dāng)一次能源價(jià)格波動(dòng)超出一定范圍時(shí)，視市場(chǎng)運(yùn)行情況啟動(dòng)一次能源價(jià)格應(yīng)急傳導(dǎo)機(jī)制，按照一定比例對(duì)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?。適時(shí)建立煤電一次能源價(jià)格應(yīng)急傳導(dǎo)機(jī)制。