11月21日，廣東省能源局 國家能源局南方監管局發布關于2025年電力市場交易有關事項的通知，通知指出，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。

原文如下：

廣東省能源局 國家能源局南方監管局關于2025年電力市場交易有關事項的通知

各地級以上市發展改革局（委）、廣州市工業和信息化局、惠州市能源和重點項目局，廣東電網公司、深圳供電局有限公司、南方電網電力調度中心、廣州電力交易中心、廣東電力交易中心、廣東省電力調度中心，各經營主體：

為貫徹落實國家和省關于深化電力體制改革和電力市場建設有關工作部署，組織做好我省2025年電力市場建設運行工作，經會同各方認真研究，我們組織制定了2025年電力市場交易方案，現將有關事項通知如下：

一、市場規模與市場準入

（一）市場規模。

落實國家關于有序推動全部工商業用戶進入電力市場的要求，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。2025年我省電力市場交易在廣東電力交易系統（平臺）組織開展。

（二）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，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。

（三）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（簡稱“市場交易電源”，下同）；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。

二、中長期市場交易

（一）年度交易安排。

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%。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。

具體年度交易安排另行通知。

（二）年度交易要求。

1.請各發電企業和售電公司（含批發用戶，下同）等經營主體根據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.在雙方協商一致的情況下，經營主體可按月調整后續月份年度雙邊協商合同價格，合同電量不允許調整。廣東電力交易中心按月統計并披露調整后的年度合同均價。

4.發布統調負荷典型參考曲線、市場購電用戶負荷典型參考曲線兩類典型曲線供經營主體參考，經營主體應根據自身實際和發用電需求簽訂合同分解曲線。

5.發電企業和售電公司應在年度雙邊協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。

（四）雙邊協商關聯交易電量統計。

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。

（五）風險防范。

1.落實中長期交易合約比例要求。對經營主體年度、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，實施偏差考核。考核價格為當月月度集中競爭交易綜合價與日前市場統一結算點月度加權平均綜合價之差的一定倍數。

2.落實批發側與零售側固定價格電量匹配要求。售電公司簽訂的年度交易電量應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準征收額外履約擔保，具體按照最新的履約風險管理實施細則執行。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（為負置零）的0.6倍計算批零結構不匹配考核電費，相關考核電費由全體市場購電用戶按實際用電量比例分享。

3.一次能源價格應急傳導機制。根據國家最新政策規定，當一次能源價格波動超出一定范圍時，視市場運行情況啟動一次能源價格應急傳導機制，按照一定比例對電量進行補償或回收，相關費用由全部工商業用戶分攤或分享。適時建立煤電一次能源價格應急傳導機制。