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广东省能源局国家能源局南方监管局关于2025年电力市场交易有关事项的通知

各地级以上市发展改革局（委）、广州市工业和信息化局、惠州市能源和重点项目局，广东电网公司、深圳供电局有限公司、南方电网电力调度中心、广州电力交易中心、广东电力交易中心、广东省电力调度中心，各经营主体：

为贯彻落实国家和省关于深化电力体制改革和电力市场建设有关工作部署，组织做好我省2025年电力市场建设运行工作，经会同各方认真研究，我们组织制定了2025年电力市场交易方案，现将有关事项通知如下：

一、市场规模与市场准入

（一）市场规模

落实国家关于有序推动全部工商业用户进入电力市场的要求，2025年广东电力市场规模约为6500亿千瓦时，包括直接参与市场交易电量和电网企业代理购电电量。2025年我省电力市场交易在广东电力交易系统（平台）组织开展。

（二）用户侧

1.市场用户包括市场直接购电的用户（简称"市场购电用户"）和电网企业代理购电的用户（简称"电网代购用户"）。鼓励10kV及以上工商业用户直接参与市场交易，其中年用电量500万千瓦时及以上的工商业用户原则上直接参与市场交易。

2.对于已直接参与2024年市场交易的用户，以及年用电量500万千瓦时及以上的10kV及以上工商业用户，其2025年全部工商业电量均需通过市场直接购买。

3.年用电量500万千瓦时及以上的10kV及以上工商业用户企业名单，由电网企业根据2023年10月至2024年9月的历史用电量确定，经广东电力交易中心公示发布。

4.市场用户在直接参与年度交易及后续批发市场交易前，应向广东电力交易中心申请作为批发用户。

5.市场购电的高耗能用户交易电价不受上浮20%限制。已参与市场购电的高耗能用户不得退出市场交易。

6.对未从市场直接购电的工商业用户，统一由电网企业代理购电。

（三）发电侧

省内燃煤电厂上网电量全部进入市场。中调及以上燃煤电厂全部机组须作为市场交易电源；地调燃煤电厂可选择作为市场交易电源或市场代购电源。省内燃气电厂中，中调及以上燃气电厂全部机组须作为市场交易电源。岭澳核电和阳江核电全部机组作为市场交易电源。220kV及以上电压等级的中调调管风电场站、光伏电站全部作为市场交易电源，参与中长期、现货和绿电交易。鼓励分布式新能源以聚合虚拟电厂方式参与现货电能量交易和绿电交易。独立储能、抽水蓄能、虚拟电厂准入条件按相关方案和细则执行。

二、中长期市场交易

（一）年度交易安排

安排发电侧年度交易规模上限3800亿千瓦时。年度交易包括双边协商交易、挂牌交易、集中竞争交易等品种。按照"绝对价格+曲线"模式组织签订含分时价格的年度合同。按照"基准价+上下浮动"原则，根据燃煤基准价0.453元/千瓦时上下浮动20%形成年度交易成交均价上下限。2025年市场参考价为0.463元/千瓦时，年度交易成交均价上限暂定为0.554元/千瓦时，下限暂定为0.372元/千瓦时。

（二）多月、月度及多日（周）交易

每月开展多月、月度交易和多日（周）交易，所有交易均带曲线。

（三）风险防范

落实中长期交易合约比例要求（不足90%实施偏差考核）；落实批发侧与零售侧固定价格电量匹配要求；建立一次能源价格应急传导机制。

三、现货市场交易

完善运行补偿机制、机组阻塞分配机制；优化现货出清机制及参数，适当提高现货出清价格上限；开展双边报量报价试点；执行发电变动成本补偿机制；实施用户侧峰谷平衡机制；建立市场分摊机制。

四、零售交易安排及要求

电能量交易模式按照"固定价格+联动价格+浮动费用"模式开展。固定价格上限0.554元/千瓦时，下限0.372元/千瓦时。联动价格不少于10%、不多于30%实际用电量比例。绿电交易模式按照"固定价格+联动价格+偏差费用"模式开展，绿电固定价格上限0.05元/千瓦时。

五、有关主体参与市场化交易安排

（一）核电参与市场化交易

2025年安排岭澳、阳江核电年度市场化电量约273亿千瓦时。对核电应用政府授权单向差价合约机制。

（二）新能源参与市场化交易

110kV及以上电压等级新能源按"基数电量+市场电量"方式参与市场。

（三）独立储能参与市场化交易

持续推动独立储能试点参与电能量市场和辅助服务市场。

（四）抽水蓄能电站参与市场化交易

（五）虚拟电厂参与市场化交易试点

按照《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》等要求，推动可调节负荷、分布式电源、用户侧储能等资源聚合形成虚拟电厂，积极参与电能量、需求响应、辅助服务等市场交易。

六、简易交易

适时研究建立简易交易机制。

七、可再生能源绿电交易

贯彻落实发改能源〔2023〕1044号等精神，按照《广东省可再生能源交易规则（试行）》开展绿电交易，绿电交易电量以1兆瓦时为最小交易单位。

八、市场化需求响应交易

组织开展需求响应交易，力争培育形成年度最大用电负荷5%左右的稳定调节能力。

九、电力辅助服务市场建设

开展爬坡辅助服务市场交易，与电能量市场联合出清；研究备用、惯量等辅助服务交易品种。

十、衔接机制

做好市场与计划衔接；推进跨省跨区送受电市场化；与南方区域电力市场衔接；容量电价按国家和省有关规定执行。

十一、工作要求

各经营主体应依法合规参与电力市场交易；加强零售用户账号管理；建立健全市场风险防控机制；严格遵守国家法律法规和市场规则。

广东省能源局 国家能源局南方监管局

2024年11月21日

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