eo记者 韩晓彤
编辑 姜黎
审核 何诺书
2024年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》（粤能电力〔2024〕50号，以下简称《通知》），明确2025年广东省电力市场交易方案，提出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；对备受关注的批发侧与零售侧固定价格电量匹配等作出了新要求。
据《通知》，2025年广东电力市场规模约为6500亿千瓦时，较2024年的约6000亿千瓦时增加8.33%，2025年发电侧年度交易规模上限为3800亿千瓦时，较2024年的3200亿千瓦时增加18.75%。
发电主体方面，广东省内燃煤电厂上网电量（含自备电厂上网电量）继续全部进入市场。省内燃气电厂中，中调及以上燃气电厂上网电量也均进入市场。
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。2025年安排岭澳、阳江核电年度市场化电量约273亿千瓦时，较2024年的195亿千瓦时有所增加。《通知》新增对核电应用政府授权单向差价合约机制，即按照年月中长期市场交易均价与政府授权合约价格之差（为负置零）对授权合约电量进行单向差价结算回收。
关于新能源发电主体，根据广东电力市场配套实施细则等有关规定，110千伏及以上电压等级的新能源按“基数电量+市场电量”方式参与市场，新能源实际上网电量与基数电量、中长期电量之差按照现货节点电价进行偏差结算。
具体来说，《通知》要求，220千伏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；推动满足技术条件的110千伏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；加快技术改造，2025年底前实现全部110千伏电压等级的集中式风电场站、光伏电站参与市场交易。2025年1月1日起新增并网的110千伏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。
《通知》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；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。持续推动独立储能试点参与电能量市场和辅助服务市场，有序推进抽水蓄能参与电力市场交易，适时按15分钟开展电能量电费结算。
用户侧经营主体方面，《通知》要求，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。2024年时该“门槛”是1000万千瓦时。
中长期市场交易机制方面，《通知》提出，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。2024年该权重是50%。
现货市场交易方面，《通知》继续提出开展双边报量报价试点，起步阶段，允许批发用户、具备条件的零售用户（通过具备条件的售电公司参与）自愿选择报量报价参与日前电能量市场出清。
零售市场价格形成机制方面，2025年与2024年一样采取“固定价格+联动价格+浮动费用”模式，售电公司和零售用户可在零售合同约定对全电量收取浮动费用，浮动费用也均为可选项，上下限同2024年一致。
批发侧与零售侧固定价格电量匹配方面，《通知》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的标准征收额外履约担保。
相较2024年交易方案，《通知》新增，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，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。
至于联动价格，《通知》要求，零售合同中应不少于10%、不多于30%实际用电量比例的部分采用市场价格联动方式。与2024年交易方案相比，新增“不多于30%”。
《通知》还新增了2025年适时研究建立简易交易机制的有关内容，提出为年用电量一定规模以下的工商业用户提供普遍、惠及、均衡、平等的基本公共零售服务，符合条件的市场购电用户可自主选择参与简易交易。
此外，《通知》还明确，要做好与南方区域市场的有效衔接和协同高效有序运行，保持广东电力现货市场先进性、完整性及稳定性。
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