11月21日，廣東省能源局、國家能源局南方監管局發(fā)布《關(guān)于2025年電力市場(chǎng)交易有關(guān)事項的通知》。

通知指出，落實(shí)國家關(guān)于有序推動(dòng)全部工商業(yè)用戶(hù)進(jìn)入電力市場(chǎng)的要求，2025年廣東電力市場(chǎng)規模約為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)代理購電電量。

通知還指出，220kV及以上電壓等級的中調調管風(fēng)電場(chǎng)站、光伏電站全部作為市場(chǎng)交易電源，參與中長(cháng)期、現貨和綠電交易，原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的70%安排基數電量。有序推動(dòng)滿(mǎn)足技術(shù)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(fā)電計劃曲線(xiàn)等）的110kV電壓等級集中式風(fēng)電場(chǎng)站、光伏電站參與現貨，原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的90%安排基數電量；要加快技術(shù)改造，2025年底前實(shí)現全部110kV電壓等級的集中式風(fēng)電場(chǎng)站、光伏電站參與市場(chǎng)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%安排基數電量。鼓勵分布式新能源以聚合虛擬電廠(chǎng)方式參與現貨電能量交易和綠電交易。

中長(cháng)期市場(chǎng)交易：

2025年，按照目前用戶(hù)側市場(chǎng)注冊情況，并考慮年用電量500萬(wàn)千瓦時(shí)及以上的電網(wǎng)代購用戶(hù)直接參與市場(chǎng)，安排發(fā)電側年度交易規模上限3800億千瓦時(shí)；若新增市場(chǎng)購電用戶(hù)超預期增長(cháng)，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(hù)歷史電量占年度交易規模上限的比例不應超過(guò)20%。

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(kāi)展。在2024年底組織的年度交易結束后若仍有剩余電量，經(jīng)營(yíng)主體可在2025年內參與多月中長(cháng)期交易。

交易方式：按照“絕對價(jià)格+曲線(xiàn)”的模式組織簽訂含分時(shí)價(jià)格的年度合同，其中，年度集中競爭交易分月、分峰平谷組織開(kāi)展，月分日比例按市場(chǎng)購電用戶(hù)負荷典型參考曲線(xiàn)設置，日分時(shí)比例按峰、平、谷各時(shí)段小時(shí)均分設置。

交易價(jià)格：按照“基準價(jià)+上下浮動(dòng)”的原則，根據燃煤基準價(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)。

零售交易

電能量交易模式，按照“固定價(jià)格+聯(lián)動(dòng)價(jià)格+浮動(dòng)費用”的模式，開(kāi)展零售合同簽訂，具體包括：

固定價(jià)格。上限為0.554元/千瓦時(shí)，下限為0.372元/千瓦時(shí)。

聯(lián)動(dòng)價(jià)格。零售合同中應不少于10%、不多于30%實(shí)際用電量比例的部分采用市場(chǎng)價(jià)格聯(lián)動(dòng)方式，聯(lián)動(dòng)價(jià)格分為聯(lián)動(dòng)月度價(jià)格和現貨價(jià)格，其中聯(lián)動(dòng)月度價(jià)格可選擇月度交易綜合價(jià)或月度集中交易綜合價(jià)；聯(lián)動(dòng)現貨價(jià)格為日前市場(chǎng)月度綜合價(jià)，聯(lián)動(dòng)電量比例不大于20%。以上聯(lián)動(dòng)價(jià)格均包含批發(fā)市場(chǎng)分攤費用。

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

綠電交易模式，按照“固定價(jià)格+聯(lián)動(dòng)價(jià)格+偏差費用”的模式，開(kāi)展綠電零售合同簽訂，具體包括：

固定價(jià)格。上限為0.05元/千瓦時(shí)，下限為0元/千瓦時(shí)。

聯(lián)動(dòng)價(jià)格。聯(lián)動(dòng)價(jià)格為綠電批發(fā)市場(chǎng)綠證（綠色環(huán)境價(jià)值）月度均價(jià)。

偏差費用。偏差費用按照綠證（綠色環(huán)境價(jià)值）偏差電量與偏差價(jià)格計算。

上述模式中，固定價(jià)格電量與聯(lián)動(dòng)價(jià)格電量之和不得大于電力用戶(hù)當月實(shí)際用電量的1.2倍。售電公司與電力用戶(hù)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。

新能源參與市場(chǎng)化交易：

根據廣東電力市場(chǎng)配套實(shí)施細則等有關(guān)規定，110kV及以上電壓等級的新能源按“基數電量+市場(chǎng)電量”方式參與市場(chǎng)，新能源實(shí)際上網(wǎng)電量與基數電量、中長(cháng)期電量之差按照現貨節點(diǎn)電價(jià)進(jìn)行偏差結算。

其中220kV及以上電壓等級新能源場(chǎng)站，中長(cháng)期電量（含綠電電能量中長(cháng)期）不足當日實(shí)際上網(wǎng)電量的90%部分，與當日實(shí)際上網(wǎng)電量的70%取小后，視為基數電量；

110kV電壓等級新能源場(chǎng)站，中長(cháng)期電量（含綠電電能量中長(cháng)期）不足當日實(shí)際上網(wǎng)電量的90%部分，視為基數電量；

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(cháng)期電量（含綠電電能量中長(cháng)期）不足當日實(shí)際上網(wǎng)電量的90%部分，與當日實(shí)際上網(wǎng)電量的50%取小后，視為基數電量；基數電量按實(shí)際上網(wǎng)電量曲線(xiàn)分解到小時(shí)，以批復上網(wǎng)電價(jià)結算。

對新能源場(chǎng)站中長(cháng)期電量不足實(shí)際市場(chǎng)電量扣減10%實(shí)際上網(wǎng)電量部分實(shí)施中長(cháng)期交易偏差考核，考核系數取1.0。

來(lái)源：廣東省能源局