11月21日，广东省能源局 国家能源局南方监管局发布关于2025年电力市场交易有关事项的通知，通知指出，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，原则上按实际上网电量的70%安排基数电量。有序推动满足技术条件（具备接收并执行电力调度机构的有功功率控制指令和发电计划曲线等）的110kV电压等级集中式风电场站、光伏电站参与现货，原则上按实际上网电量的90%安排基数电量；要加快技术改造，2025年底前实现全部110kV电压等级的集中式风电场站、光伏电站参与市场交易。对于2025年1月1日起新增并网的110kV及以上电压等级集中式光伏，原则上按实际上网电量的50%安排基数电量。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。参加绿电交易的发电企业准入条件按广东可再生能源交易规则执行。

原文如下：

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”，下同）和电网企业代理购电的用户（简称“电网代购用户”，下同）。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；具备条件的10kV以下工商业用户可自主选择直接参与市场交易。年用电量500万千瓦时及以上的市场购电用户，可作为批发用户直接参与批发市场交易或通过售电公司参与市场交易；年用电量500万千瓦时以下的市场购电用户，通过售电公司参与市场交易。2025年适时研究建立简易交易机制。

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。未及时与售电公司签订2025年零售合同或未参与批发市场交易的，视同市场购电用户，按照电力市场保底售电有关规定，执行保底零售价格，并承担市场分摊费用。

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，按照统一社会信用代码首位数为9的类别进行筛选，由电网企业按照结算户维度根据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在交易系统（平台）公示、发布。对于计量点不具备入市条件、非用户产权用电、实际用电主体为非工商业用户、因特殊原因不具备签订零售合同条件或大幅减少用电等情况，经电网企业核实后，可对名单进行个别修正剔除，不再纳入后续月份保底售电范围，并向政府部门报告。

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，以月度为周期进行批发、零售交易的权限变更。批发用户未参与交易但发生实际用电的，按照批发市场规则进行结算。

5.市场购电的高耗能用户交易电价不受上浮20%限制，有关要求按国家最新政策规定执行。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，电网代购用户按有关规定参与现货市场分摊分享，具体以省发展改革委发布的代购电方案为准。电网代购用户可直接在广东电力交易中心办理注册，每季度最后15日前选择下一季度起直接参与市场交易。

7.后续国家如出台工商业用户参与市场交易、市场价格浮动上下限等相关政策要求，按最新政策规定执行。

（三）发电侧。

发电侧经营主体包括两类：一类是直接参与市场交易的电源（简称“市场交易电源”，下同）；另一类是电网企业代理购电的市场电源（简称“市场代购电源”，下同），作为市场价格接受者，不直接参与市场交易。

省内燃煤电厂上网电量（含自备电厂上网电量）全部进入市场。其中，中调及以上燃煤电厂（含“点对网”送电的鲤鱼江、桥口电厂）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作为市场代购电源，一经选择作为市场交易电源后，不允许改为市场代购电源；省内燃煤自备电厂上网电量进入市场，仅作为市场代购电源。

省内燃气电厂中，中调及以上燃气电厂上网电量均进入市场，全部机组须作为市场交易电源；地调燃气电厂可选择是否进入市场，一经进入后不允许退出，其中选择进入市场的燃气电厂可选择作为市场交易电源或作为市场代购电源，一经选择作为市场交易电源后，不允许改为市场代购电源。

岭澳核电和阳江核电全部机组作为市场交易电源，参与市场交易。

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，原则上按实际上网电量的70%安排基数电量。有序推动满足技术条件（具备接收并执行电力调度机构的有功功率控制指令和发电计划曲线等）的110kV电压等级集中式风电场站、光伏电站参与现货，原则上按实际上网电量的90%安排基数电量；要加快技术改造，2025年底前实现全部110kV电压等级的集中式风电场站、光伏电站参与市场交易。对于2025年1月1日起新增并网的110kV及以上电压等级集中式光伏，原则上按实际上网电量的50%安排基数电量。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。参加绿电交易的发电企业准入条件按广东可再生能源交易规则执行。

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。长期不具备发电能力的电厂不进入市场。

二、中长期市场交易

（一）年度交易安排。

2025年，按照目前用户侧市场注册情况，并考虑年用电量500万千瓦时及以上的电网代购用户直接参与市场，安排发电侧年度交易规模上限3800亿千瓦时；若新增市场购电用户超预期增长，则适当增加年度交易规模。在2024年底组织2025年年度交易，其中单一售电公司零售用户历史电量占年度交易规模上限的比例不应超过20%。2025年年度交易主要安排如下：

1.交易品种。年度交易包括双边协商交易、挂牌交易、集中竞争交易等交易品种，不同交易品种多轮次交替开展。在2024年底组织的年度交易结束后若仍有剩余电量，经营主体可在2025年内参与多月中长期交易。

2.交易方式。按照“绝对价格+曲线”的模式组织签订含分时价格的年度合同，其中，年度集中竞争交易分月、分峰平谷组织开展，月分日比例按市场购电用户负荷典型参考曲线设置，日分时比例按峰、平、谷各时段小时均分设置。

3.交易价格。按照“基准价+上下浮动”的原则，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。

具体年度交易安排另行通知。

（二）年度交易要求。

1.请各发电企业和售电公司（含批发用户，下同）等经营主体根据2025年电力供需形势和一次能源价格情况，合理签订年度中长期合同。

2.允许经营主体按需签订2025年不同周期（如年、半年、季度或多月等）的年度中长期合同。

3.在双方协商一致的情况下，经营主体可按月调整后续月份年度双边协商合同价格，合同电量不允许调整。广东电力交易中心按月统计并披露调整后的年度合同均价。

4.发布统调负荷典型参考曲线、市场购电用户负荷典型参考曲线两类典型曲线供经营主体参考，经营主体应根据自身实际和发用电需求签订合同分解曲线。

5.发电企业和售电公司应在年度双边协商合同中约定国家出台最新价格上下限政策后的处理措施。

（三）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。多月交易层面，包括双边协商、连续集中竞争交易，其中连续集中竞争交易采用市场购电用户负荷典型参考曲线方式开展；月度交易层面，包括双边协商、集中竞争交易、发电侧合同转让等品种，其中集中竞争交易分别采用市场购电用户负荷典型参考曲线、分时段交易两种方式开展；多日（周）交易层面，开展周双边协商、多日分时段集中竞争交易。多月、月度、多日（周）交易品种以及相关参数视市场运行情况进行调整。

（四）双边协商关联交易电量统计。

统计年度、多月、月度双边协商交易相关的市场价格时，同一集团发电企业、售电公司的年度、多月、月度双边协商交易成交电量按25%权重计算，后续视运行情况进行调整。

（五）风险防范。

1.落实中长期交易合约比例要求。对经营主体年度、多月、月度中长期成交电量之和与年度、多月、月度、周及多日中长期成交电量之和的较小值不足90%的，实施偏差考核。考核价格为当月月度集中竞争交易综合价与日前市场统一结算点月度加权平均综合价之差的一定倍数。

2.落实批发侧与零售侧固定价格电量匹配要求。售电公司签订的年度交易电量应与零售合同固定价格电量合理匹配，对超过合理偏差范围的电量按照一定标准征收额外履约担保，具体按照最新的履约风险管理实施细则执行。若售电公司签订的年度交易电量少于其签约零售用户（含2024年底前及2025年中签约用户）的固定价格电量的，对差额电量超出该批用户实际用电量10%的部分，按年度交易均价与月度中长期交易综合价之差（为负置零）的0.6倍计算批零结构不匹配考核电费，相关考核电费由全体市场购电用户按实际用电量比例分享。

3.一次能源价格应急传导机制。根据国家最新政策规定，当一次能源价格波动超出一定范围时，视市场运行情况启动一次能源价格应急传导机制，按照一定比例对电量进行补偿或回收，相关费用由全部工商业用户分摊或分享。适时建立煤电一次能源价格应急传导机制。