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，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。

通知還指出，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。

中長期市場交易：

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%。

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。

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。

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。

零售交易

電能量交易模式，按照“固定價格+聯動價格+浮動費用”的模式，開展零售合同簽訂，具體包括：

固定價格。上限為0.554元/千瓦時，下限為0.372元/千瓦時。

聯動價格。零售合同中應不少于10%、不多于30%實際用電量比例的部分采用市場價格聯動方式，聯動價格分為聯動月度價格和現貨價格，其中聯動月度價格可選擇月度交易綜合價或月度集中交易綜合價；聯動現貨價格為日前市場月度綜合價，聯動電量比例不大于20%。以上聯動價格均包含批發市場分攤費用。

浮動費用。為可選項，售電公司和零售用戶可在零售合同約定對全電量收取浮動費用，上限為0.015元/千瓦時，下限為0元/千瓦時。綠電交易模式，按照“固定價格+聯動價格+偏差費用”的模式，開展綠電零售合同簽訂，具體包括：

固定價格。上限為0.05元/千瓦時，下限為0元/千瓦時。

聯動價格。聯動價格為綠電批發市場綠證（綠色環境價值）月度均價。

偏差費用。偏差費用按照綠證（綠色環境價值）偏差電量與偏差價格計算。

上述模式中，固定價格電量與聯動價格電量之和不得大于電力用戶當月實際用電量的1.2倍。售電公司與電力用戶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。

新能源參與市場化交易：

根據廣東電力市場配套實施細則等有關規定，110kV及以上電壓等級的新能源按“基數電量+市場電量”方式參與市場，新能源實際上網電量與基數電量、中長期電量之差按照現貨節點電價進行偏差結算。

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

110kV電壓等級新能源場站，中長期電量（含綠電電能量中長期）不足當日實際上網電量的90%部分，視為基數電量；

2025年1月1日起新建并網的110kV及以上電壓等級的集中式光伏，中長期電量（含綠電電能量中長期）不足當日實際上網電量的90%部分，與當日實際上網電量的50%取小后，視為基數電量；基數電量按實際上網電量曲線分解到小時，以批復上網電價結算。

對新能源場站中長期電量不足實際市場電量扣減10%實際上網電量部分實施中長期交易偏差考核，考核系數取1.0。

 全文如下：