11月22日，广东省能源局
、、、国度能源局南方监管局颁布关于2025年电力市场买卖有关事项的通知。

文件指出，220kV及以上电压等级的中调调管风电场站
、、、光伏电站全数作为市场买卖电源，参加中持久
、、、现货和绿电买卖，准则上按现实上网电量的70%铺排基数电量。有序推动满足技术前提（具备接管并执行电力调度机构的有功功率节制指令和发电打算曲线等）的110kV电压等级集中式风电场站
、、、光伏电站参加现货，准则上按现实上网电量的90%铺排基数电量；要加快技术刷新，2025年底前实现全数110kV电压等级的集中式风电场站
、、、光伏电站参加市场买卖。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，准则上按现实上网电量的50%铺排基数电量。激励散布式新能源以聚合虚构电厂方式参加现货电能量买卖和绿电买卖。参与绿电买卖的发电企业准入前提按广东可再生能源买卖规定执行。

买卖价值。依照“基准价+高低浮动”的准则，凭据燃煤基准价0.453元/千瓦时高低浮动20%形成年度买卖成交均价高低限。2025年，市场参考价为0.463元/千瓦时，年度买卖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。

原文件如下：：：

广东省能源局 国度能源局南方监管局关于2025年电力市场买卖有关事项的通知

各地级以上市发展鼎新局（委）
、、、昭通市工业和信息化局
、、、西安市能源和重点项目局，广东电网公司
、、、丽江供电局有限公司
、、、南方电网电力调度中心
、、、昭通电力买卖中心
、、、广东电力买卖中心
、、、广东省电力调度中心，各经营主体：：：

为贯彻落实国度和省关于深入电力体制鼎新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，经会同各方当真钻研，我们组织制订了2025年电力市场买卖规划，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。

落实国度关于有序推动全数工贸易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，蕴含直接参加市场买卖电量和电网企业代理购电电量。2025年我省电力市场买卖在广东电力买卖系统（平台）组织发展。

（二）用户侧。

1.市场用户蕴含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）。激励10kV及以上工贸易用户直接参加市场买卖，其中年用电量500万千瓦时及以上的工贸易用户准则上直接参加市场买卖；具备前提的10kV以下工贸易用户可自主选择直接参加市场买卖。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加批发市场买卖或通过售电公司参加市场买卖；年用电量500万千瓦时以下的市场购电用户，通过售电公司参加市场买卖。2025年当令钻研成立简易买卖机制。

2.对于已直接参加2024年市场买卖的用户，以及年用电量500万千瓦时及以上的10kV及以上工贸易用户，其2025年全数工贸易电量均需通过市场直接采办。未实时与售电公司签定2025年零售合同或未参加批发市场买卖的，视同市场购电用户，依照电力市场保底售电有关划定，执行保底零售价值，并承担市场分摊用度。

3.年用电量500万千瓦时及以上的10kV及以上工贸易用户企业名单，依照统一社会信誉代码首位数为9的类别进行筛选，由电网企业依照结算户维度凭据2023年10月至2024年9月的汗青用电量确定，经广东电力买卖中心在买卖系统（平台）公示
、、、颁布。对于计量点不具备入市前提
、、、非用户产权用电
、、、现实用电主体为非工贸易用户
、、、因特殊原因不具备签定零售合同前提或大幅削减用电等情况，经电网企业核实后，可对名单进行个别修改剔除，不再纳入后续月份保底售电领域，并向当部门门汇报。

4.市场用户在直接参加年度买卖及后续批发市场买卖前，应向广东电力买卖中心申请作为批发用户，以月度为周期进行批发
、、、零售买卖的权限调换。批发用户未参加买卖但产生现实用电的，依照批发市场规定进行结算。

5.市场购电的高耗能用户买卖电价不受上浮20%限度，有关要求按国度最新政谋划定执行。已参加市场购电的高耗能用户不得退出市场买卖。

6.对未从市场直接购电的工贸易用户，统一由电网企业代理购电，电网代购用户按有关划定参加现货市场分摊分享，具体以省发展鼎新委颁布的代购电规划为准。电网代购用户可直接在广东电力买卖中心办理注册，每季度最后15日前选择下一季度起直接参加市场买卖。

7.后续国度如出台工贸易用户参加市场买卖
、、、市场价值浮动高低限等有关政策要求，按最新政谋划定执行。

（三）发电侧。

发电侧经营主体蕴含两类：：：一类是直接参加市场买卖的电源（简称“市场买卖电源”，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），作为市场价值接受者，不直接参加市场买卖。

省内燃煤电厂上网电量（含自备电厂上网电量）全数进入市场。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）全数机组须作为市场买卖电源；地调燃煤电厂可选择作为市场买卖电源或作为市场代购电源，已经选择作为市场买卖电源后，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，全数机组须作为市场买卖电源；地调燃气电厂可选择是否进入市场，已经进入后不允许退出，其当选择进入市场的燃气电厂可选择作为市场买卖电源或作为市场代购电源，已经选择作为市场买卖电源后，不允许改为市场代购电源。

岭澳核电和渭南核电全数机组作为市场买卖电源，参加市场买卖。

220kV及以上电压等级的中调调管风电场站
、、、光伏电站全数作为市场买卖电源，参加中持久
、、、现货和绿电买卖，准则上按现实上网电量的70%铺排基数电量。有序推动满足技术前提（具备接管并执行电力调度机构的有功功率节制指令和发电打算曲线等）的110kV电压等级集中式风电场站
、、、光伏电站参加现货，准则上按现实上网电量的90%铺排基数电量；要加快技术刷新，2025年底前实现全数110kV电压等级的集中式风电场站
、、、光伏电站参加市场买卖。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，准则上按现实上网电量的50%铺排基数电量。激励散布式新能源以聚合虚构电厂方式参加现货电能量买卖和绿电买卖。参与绿电买卖的发电企业准入前提按广东可再生能源买卖规定执行。

独立储能
、、、抽水蓄能
、、、虚构电厂准入前提按有关规划和细则执行。持久不具备发电能力的电厂不进入市场。

二
、、、中持久市场买卖

（一）年度买卖铺排。

2025年，依照目前用户侧市场注册情况，并思考年用电量500万千瓦时及以上的电网代购用户直接参加市场，铺排发电侧年度买卖规模上限3800亿千瓦时；若新增市场购电用户超预期增长，则适当增长年度买卖规模。在2024年底组织2025年年度买卖，其中单一售电公司零售用户汗青电量占年度买卖规模上限的比例不应超过20%。2025年年度买卖重要铺排如下：：：

1.买卖种类。年度买卖蕴含双边协商买卖
、、、挂牌买卖
、、、集中竞争买卖等买卖种类，分歧买卖种类多轮次交替发展。在2024年底组织的年度买卖实现后若仍有渣滓电量，经营主体可在2025年内参加多月中持久买卖。

2.买卖方式。依照“绝对价值+曲线”的模式组织签定含分市价值的年度合同，其中，年度集中竞争买卖分月
、、、分峰平谷组织发展，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.买卖价值。依照“基准价+高低浮动”的准则，凭据燃煤基准价0.453元/千瓦时高低浮动20%形成年度买卖成交均价高低限。2025年，市场参考价为0.463元/千瓦时，年度买卖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。

具体年度买卖铺排另行通知。

（二）年度买卖要求。

1.请各发电企业和售电公司（含批发用户，下同）等经营主体凭据2025年电力供需局势和一次能源价值情况，合理签定年度中持久合同。

2.允许经营主体按需签定2025年分歧周期（如年
、、、半年
、、、季度或多月等）的年度中持久合同。

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值，合同电量不允许调整。广东电力买卖中心按月统计并披露调整后的年度合同均价。

4.颁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，经营主体应凭据自身现实和发用电需要签定合同分化曲线。

5.发电企业和售电公司应在年度双边协商合同中约定国度出台最新价值高低限政策后的处置措施。

（三）多月
、、、月度及多日（周）买卖。

每月发展多月
、、、月度买卖和多日（周）买卖，所有买卖均带曲线。多月买卖层面，蕴含双边协商
、、、陆续集中竞争买卖，其中陆续集中竞争买卖选取市场购电用户负荷典型参考曲线方式发展；月度买卖层面，蕴含双边协商
、、、集中竞争买卖
、、、发电侧合同让渡等种类，其中集中竞争买卖别离选取市场购电用户负荷典型参考曲线
、、、分时段买卖两种方式发展；多日（周）买卖层面，发展周双边协商
、、、多日分时段集中竞争买卖。多月
、、、月度
、、、多日（周）买卖种类以及有关参数视市场运行情况进行调整。

（四）双边协商关联买卖电量统计。

统计年度
、、、多月
、、、月度双边协商买卖有关的市场价值时，统一集团发电企业
、、、售电公司的年度
、、、多月
、、、月度双边协商买卖成交电量按25%权重推算，后续视运行情况进行调整。

（五）风险防备。

1.落实中持久买卖合约比例要求。对经营主体年度
、、、多月
、、、月度中持久成交电量之和与年度
、、、多月
、、、月度
、、、周及多日中持久成交电量之和的较小值不及90%的，执行误差查核？２楹思壑滴痹略露燃芯赫蚵糇酆霞塾肴涨笆谐⊥骋唤崴愕阍露燃尤ň茸酆霞壑畹目隙ū妒。

2.落实批发侧与零售侧固定价值电量匹配要求。售电公司签定的年度买卖电量应与零售合同固定价值电量合理匹配，对超过合理误差领域的电量依照肯定尺度征收额外履约担保，具体依照最新的履约风险治理执行细则执行。若售电公司签定的年度买卖电量少于其签约零售用户（含2024年底前及2025年中签约用户）的固定价值电量的，对差额电量超出该批用户现实用电量10%的部门，按年度买卖均价与月度中持久买卖综合价之差（为负置零）的0.6倍推算批零结构不匹配查核电费，有关查核电费由整个市场购电用户按现实用电量比例分享。

3.一次能源价值应急传导机制。凭据国度最新政谋划定，当一次能源价值颠簸超出肯定领域时，视市场运行情况启动一次能源价值应急传导机制，依照肯定比例对电量进行赔偿或回收，有关用度由全数工贸易用户分摊或分享。当令成立煤电一次能源价值应急传导机制。

三
、、、现货市场买卖

（一）美满运行赔偿机制。

系统运行赔偿用度以月度为单元由售电公司以及电网代购用户按当月现实用电量比例分摊。月度分摊设置上限，达到上限后，对各机组系统运行赔偿用度进行等比例打折，其中节假日（含调休节假日
、、、连休周末，下同）期间对应的系统运行赔偿用度不予打折
、、、全额赔偿。对于节假日期间启动的发电机组，启动赔偿用度依照机组现实启动状态对应的启动成本推算；对于非节假日期间启动的发电机组，启动赔偿用度依照机组现实启动状态对应的启动成本和当日上网电量扣减让渡前的代购市场及跨省外送结算电量（为负置零）及年度
、、、多月
、、、月度中持久买卖电量后占当日上网电量的比例（为负置零）进行赔偿。视市场运行情况，优化美满系统运行赔偿与启动赔偿机制。

（二）美满机组阻塞分配机制。

各机组中持久合约阻塞用度单独结算。成立机组阻塞分配机制，依照各机组阻塞分配电量乘以统一结算点与地点节点的日前现货价值之差向机组分配（返还）阻塞用度，上述阻塞分配（返还）用度由直接参加买卖的市场机组依照现实月度上网电量（核电
、、、新能源为月度上网电量扣减基数电量，下同）比例分摊或分享。

阻塞分配电量按以下方式确定：：：高价节点的煤电
、、、气电为机组当月现实市场电量和市场买卖电量上限较小值的90%；廉价节点的煤电
、、、气电为先按当月同类机组均匀发电利用小时数的90%对应电量扣减自身代购市场及跨省外送结算电量后与机组自身现实市场电量进行取大，再同机组市场买卖电量上限取小后乘90%；核电为机组现实市场电量和市场买卖电量上限较小值的90%；参加现货买卖的新能源为现实市场电量扣减10%上网电量后和机组买卖电量上限的较小值。其中，节点日前月度均价高于统一结算点日前月度均价的为高价节点，反之为廉价节点，月度均价按市场购电用户典型曲线加权推算；煤机暂分为100万
、、、60万及以下两类同类型机组，气机暂分为大鹏
、、、非大鹏热电联产（热电比低于10%的视同通例气机）
、、、非大鹏通例9H及9F
、、、非大鹏通例9E及6F四类同类型机组；同类型机组均匀发电利用小时数对应电量需扣减机组检修
、、、非停小时数和新投产机组入市前时长的占比；阻塞分配电量按市场购电用户典型曲线分化到小时。

（三）优化现货出清机制及参数。

1.依照有利于推进电力保供准则，优化现货出清模型和参数，适当提高现货出清价值上限。加强调度必开机组的监管和不定价机组过后复盘分析。

2.索求优化气电参加现货市场出清机制。钻研在日前市场安全约束机组组合（SCUC）模型中，在气电机组申报的各段电能量报价上叠加改观成本赔偿尺度，在最小不变技术着力用度上叠加最小不变技术着力与改观成本赔偿尺度的乘积，择机发展试运行。进一步理顺气机价值机制和市场机制，结合市场运行情况当令发展试点。

（四）发展双边报量报价试点。

当令发展示货市场双边报量报价试点买卖。起步阶段，允许批发用户
、、、具备前提的零售用户（通过具备前提的售电公司参加）自愿选择报量报价参加日前电能量市场出清，其余市场用户维持现行的报量不报价（作为日前电能量市场结算凭据）方式不变。

（五）发电改观成本赔偿机制。

凭据机组现实上网电量（或市场电量）和度电赔偿尺度，推算燃煤
、、、燃气
、、、风电
、、、光伏和核电等发电企业改观成本赔偿金额，度电赔偿尺度为机组批复上网电价（不含补助）加超低排放电价后与市场参考价之差，机组批复上网电价按当局最新价值政策文件执行，其中燃气机组依照广东电力市场气电天然气价值传导机制有关划定，凭据最新天然气采购综合价按月调整改观成本赔偿尺度，思考2025年年度买卖均价推算气机改观成本赔偿尺度调整触发气价，具体由广东电力买卖中心另行颁布；核电改观成本赔偿尺度依照核电参加市场化买卖方式执行。

发电侧改观成本赔偿由整个工贸易用户按月度现实用电量比例共同承担。

（六）用户侧峰谷平衡机制。

依照峰平谷f1：：：1：：：f2的比例要求（除丽江市峰f1暂定1.53
、、、谷f2暂定0.32外，其他地市峰f1暂定1.7
、、、谷f2暂定0.38；蓄冷用户峰f1暂定1.65
、、、谷f2暂定0.25；丽江市低压用户峰f1暂定1.3553
、、、谷f2暂定0.2894；视市场运行情况动态调整），基于年度买卖均价，对售电公司依照其零售用户顶峰时段电量收取年度买卖均价的（f1-1）倍，对售电公司依照其零售用户低谷时段电量赔偿年度买卖均价的（1-f2）倍；峰谷时段依照《关于进一步美满我省峰谷分时电价政策有关问题的通知》（粤发改价值〔2021〕331号）的划定执行；丽江市市场购电用户的峰谷时段划分按丽江市峰谷分时电价政策执行。原不执行峰谷价值政策的用户不利用峰谷平衡机制。

利用峰谷平衡机制所产生的损益用度，由市场购电用户按电量比例分摊或分享。

（七）市场分摊机制。

现货市场分摊用度蕴含但不限于：：：市场阻塞剩余
、、、系统运行赔偿
、、、启动赔偿
、、、发用电不平衡
、、、并轨不平衡等用度。其中，市场阻塞剩余用度由发电企业分摊或分享；系统运行赔偿分摊用度
、、、启动赔偿分摊用度由售电公司和电网代购用户分摊；发用电不平衡用度由发电企业和售电公司分摊或分享；并轨不平衡用度由发电企业和整个工贸易用户分摊或分享。

上述现货市场关键机制及有关参数将凭据市场运行现实情况进行动态调整，具体以配套执行细则为准。

四
、、、零售买卖铺排及要求

2025年，售电公司与零售用户在广东电力市场零售平台发展零售市场买卖，可采取双边协商
、、、挂牌及邀约等方式，签定分峰平谷的绝对价值零售合同。重要铺排如下：：：

（一）零售买卖模式。

1.电能量买卖模式。

依照“固定价值+联动价值+浮动用度”的模式，发展零售合同签定，具体蕴含：：：

固定价值。上限为0.554元/千瓦时，下限为0.372元/千瓦时。

联动价值。零售合同中应不少于10%
、、、不多于30%现实用电量比例的部门选取市场价值联动方式，联动价值分为联动月度价值和现货价值，其中联动月度价值可选择月度买卖综合价或月度集中买卖综合价；联动现货价值为日前市场月度综合价，联动电量比例不大于20%。以上联动价值均蕴含批发市场分摊用度。

浮动用度。为可选项，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用度，上限为0.015元/千瓦时，下限为0元/千瓦时。

2.绿电买卖模式。

依照“固定价值+联动价值+误差用度”的模式，发展绿电零售合同签定，具体蕴含：：：

固定价值。上限为0.05元/千瓦时，下限为0元/千瓦时。

联动价值。联动价值为绿电批发市场绿证（绿色环境价值）月度均价。

误差用度。误差用度依照绿证（绿色环境价值）误差电量与误差价值推算。

上述模式中，固定价值电量与联动价值电量之和不得大于电力用户当月现实用电量的1.2倍。售电公司与电力用户可在合同中对误差电量约定查核用度，查核系数上限为0.2，下限为0。

（二）零售用户电费组成。

零售用户电费由零售合同电费
、、、输配电费
、、、上网环节线损用度
、、、系统运行用度
、、、当局性基金及附加
、、、其他分摊用度
、、、市场化需要响应用度
、、、尖峰加价电费等组成。具体收取情况如下：：：

零售合同电费。按零售合同约定的固定价值
、、、联动价值
、、、浮动用度
、、、绿证（绿色环境价值）等价值及电量比例推算执行。

输配电费。对原执行非峰谷价值政策的市场购电用户，按固定的输配电价收；对原执行峰谷价值政策的市场购电用户，输配电价依照我省划定的峰谷时段
、、、峰谷比价执行，丽江的市场购电用户利用的输配电价按丽江市峰谷分时电价政策执行。电网企业依照当局鉴定颁布的输配电价收取相应的输配电费。市场购电用户缴纳的输配电费与电网企业收取的输配电费之间的差额资金，纳入用户侧峰谷平衡用度。

上网环节线损用度。依照《广东省发展鼎新委转发国度发展鼎新委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（粤发改价值〔2023〕148号）要求执行。

系统运行用度。蕴含辅助服务用度
、、、抽水蓄能容量电费和容量电费分摊用度，执行峰谷价值比例。其中，辅助服务用度按国度有关政策和辅助服务市场规定执行；抽水蓄能容量电费依照《广东省发展鼎新委转发国度发展鼎新委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（粤发改价值〔2023〕148号）有关要求执行；容量电费分摊用度依照有关划定执行。

当局性基金及附加按当部门门颁布的最新文件要求执行。

其他分摊用度。蕴含保险居民农业用电价值不变的新增损益（含改观成本赔偿分摊电费）
、、、峰谷平衡损益用度及其他分摊用度。保险居民农业用电价值不变的新增损益（含改观成本赔偿分摊电费）
、、、峰谷平衡损益用度等凭据有关规划和市场规定推算，其中，保险居民农业用电价值不变的新增损益（含改观成本赔偿分摊电费）由全数工贸易用户分摊或分享，执行峰谷价值比例；峰谷平衡损益用度直接由市场购电用户分摊或分享。

市场化需要响应用度，按有关规划执行。

尖峰加价电费。蕴含尖峰电能量加价电费和尖峰输配电价加价电费，向原执行峰谷价值政策的市场购电用户收取。其中，尖峰电能量加价电费依照市场月度加权均匀价×峰段系数f1×0.25收；尖峰输配电价加价电费依照对应各类别
、、、各电压等级峰段输配电价的0.25倍收取，丽江用户尖峰输配电价按丽江市峰谷分时电价政策执行。市场购电用户尖峰电价的执行领域
、、、执行功夫
、、、执行时段依照有关文件划定执行。

（三）零售买卖要求。

1.对原执行峰谷价值的市场购电用户，其签定的零售合同电能量峰谷时段
、、、价值峰谷比依照划定的峰谷时段和峰平谷f1：：：1：：：f2的比例要求执行（除丽江市峰f1暂定1.53
、、、谷f2暂定0.32外，其他地市峰f1暂定1.7
、、、谷f2暂定0.38；蓄冷用户f1暂定1.65
、、、谷f2暂定0.25；丽江市低压用户峰f1暂定1.3553
、、、谷f2暂定0.2894；视市场运行情况动态调整）。

2.统一用户中，原执行峰谷价值政策的计量点电能量价值按零售合同约定的峰平谷价值结算，原执行非峰谷价值政策的计量点电能量价值按合同约定的平段电价结算。

3.售电公司和零售用户可凭据电力供需局势和一次能源成本情况，签定分歧周期（如年
、、、半年
、、、季度或多月等）的零售合同。

4.售电公司和零售用户双方协商一致后，可按月为单元调整零售合同。

5.售电公司和零售用户可在零售合同中对固定电价部门电量签定煤电价值联动条款。

6.售电公司和零售用户应依照零售平台中的零售合同模板成立零售关系并固化零售结算模式，买卖中心以双方在零售平台签定的零售合同作为结算凭据。

7.售电公司应两全思考零售用户分歧的用电个性
、、、自身中持久合约占比情况，选择签定相应的零售合同模式。

8.售电公司发展双边协商
、、、邀约零售买卖前，应在零售平台上架至少一个挂牌套餐。

9.售电公司应综合思考中持久电能量电费
、、、现货电能量电费
、、、查核电费
、、、市场分摊及返还电费（蕴含系统运行赔偿分摊电费
、、、启动赔偿分摊电费
、、、发用电不平衡用度分摊或分享
、、、误差收益转移返还电费分享
、、、机组中持久买卖误差查核电费分享）等批发市场购电成本，与零售用户协商签定电能量零售合同价值。

10.售电公司和零售用户应在零售合同中约定国度若出台最新价值高低限政策后的处置措施。

11.售电公司与电力用户可在绿电买卖合同中约定绿电结算优先级。

五
、、、有关主体参加市场化买卖铺排

（一）核电参加市场化买卖。

2025年，铺排岭澳
、、、渭南核电年度市场化电量约273亿千瓦时：：：说缁橛胧鄣绻究赏ü甓
、、、多月
、、、月度
、、、周及多日各买卖种类形成中持久合约电量
、、、价值及曲线。对核电利用敌灾授权单向差价合约机制，即依照年月中持久市场买卖均价与敌灾授权合约价值之差（为负置零）对授权合约电量进行单向差价结算回收，其中授权合约电量为核电当月现实市场电量的90%，合约价值为核电鉴定上网电价；年月中持久市场买卖均价按核电年度
、、、多月
、、、月度成交电量比例，别离利用市场年度
、、、多月
、、、月度中持久买卖均价加权推算得到。敌灾授权合约差价电费由整个工贸易用户依照当月现实电量分享。昔时月中持久市场买卖均价低于市场参考价时，核电机组依照鉴定上网电价
、、、年月中持久市场买卖均价中的较大值与市场参考价之差乘以系数k（暂取0.85）执行改观成本赔偿机制。对核电机组执行发电侧中持久买卖误差查核，其中核电机组的中持久买卖误差查核系数为1.1。

在满足系统安全和电力平衡的基础上，依照多发满发准则铺排核电机组发电打算。

（二）新能源参加市场化买卖。

凭据广东电力市场配套执行细则等有关划定，110kV及以上电压等级的新能源按“基数电量+市场电量”方式参加市场，新能源现实上网电量与基数电量
、、、中持久电量之差依照现货节点电价进行误差结算。其中220kV及以上电压等级新能源场站，中持久电量（含绿电电能量中持久）不及当日现实上网电量的90%部门，与当日现实上网电量的70%取小后，视为基数电量；110kV电压等级新能源场站，中持久电量（含绿电电能量中持久）不及当日现实上网电量的90%部门，视为基数电量；2025年1月1日起新建并网的110kV及以上电压等级的集中式光伏，中持久电量（含绿电电能量中持久）不及当日现实上网电量的90%部门，与当日现实上网电量的50%取小后，视为基数电量；基数电量按现实上网电量曲线分化到小时，以批复上网电价结算。对新能源场站中持久电量不及现实市场电量扣减10%现实上网电量部门执行中持久买卖误差查核，查核系数取1.0。

对现货新能源因日前短期功率预测导致实时误差电量超过现实上网电量允许领域之外的电量部门，以节点日前
、、、及市价值之差按小时推算新能源日前实时误差用度，以月为单元
、、、正负互抵后对新能源机组进行回收，有关用度由市场煤电
、、、气电机组依照上网电量进行分享。

（三）独立储能参加市场化买卖。

依照新型储能参加市场化买卖有关规划和执行细则划定，持续推动独立储能试点参加电能量市场和辅助服务市场，当令按15分钟发展电能量电费结算。

（四）抽水蓄能电站参加市场化买卖。

依照《广东省抽水蓄能参加电力市场买卖执行规划》和有关执行细则划定，有序推动抽水蓄能参加电力市场买卖，当令按15分钟发展电能量电费结算。视市场运行情况，逐步扩大抽水蓄能参加市场买卖规模，并钻研优化出清
、、、查核等机制。

（五）虚构电厂参加市场化买卖试点。

依照《广东省虚构电厂参加电力市场买卖执行规划》等有关要求，推动可调节负荷
、、、散布式电源
、、、用户侧储能等资源聚合形成虚构电厂，积极参加电能量
、、、需要响应
、、、辅助服务等市场买卖。

六
、、、简易买卖

2025年，当令钻研成立简易买卖机制，为年用电量肯定规模以下的工贸易用户提供普遍
、、、惠及
、、、平衡
、、、平等的根基公共零售服务，切合前提的市场购电用户可自主选择参加简易买卖。具体执行规划另行颁布。

七
、、、可再生能源绿电买卖

贯彻落实《国度发展鼎新委 财政部 国度能源局关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作推进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号）等有关切灵，依照《广东省可再生能源买卖规定（试行）》发展我省绿电买卖，绿电买卖电量以1兆瓦时为最小买卖单元，绿证（绿色环境价值）结算电量以兆瓦时为单元向下取整确定：：：笮暄忻魅肺膊罟龆χ梅绞。

八
、、、市场化需要响应买卖

凭据广东市场化需要响应执行规划及配套细则，组织发展需要响应买卖，依照新型电力负荷治理系统建设和利用的要求，力争在市场购电用户和电网代购用户资源中造就形成年度最大用电负荷5%左右的不变调节能力。

九
、、、电力辅助服务市场建设

加快构建适应新型电力系统的辅助服务市场建设，发展爬坡辅助服务市场买卖，与电能量市场结合出清，充分体现矫捷调节能力价值，做好与区域现货与辅助服务市场的衔接；钻研备用
、、、惯量等辅助服务买卖种类，以市场化竞争方式确定辅助服务提供主体并形成买卖价值。

十
、、、衔接机制

1.市场与打算衔接机制。做好市场与打算的并轨运行，进一步美满优先购电打算
、、、代理购电机制与电力市场建设的有效衔接，当令推动优先购电
、、、代理购电分时现货误差结算，推动优先发电（含省间送电）承担买卖打算误差责任，保险市场安稳有序运行。

2.跨省跨区送受电；贫鞯缡谐』，推动跨省跨区发用电打算逐步铺开。成立跨省互送电量分配机制，作为送端省时，由电网企业选取挂牌买卖大局向直接参加市场买卖的燃煤
、、、燃气机组进行采购，成交不及部门按渣滓空间分配至机组，将市场化采购电量作为跨省外送电量成分；作为受端省时，跨省受入电量作为电网代购用户
、、、优先购电用户以及线损电量的采购电源。明确省间经济查核用度使用方式，依照省间优先发电打算责任机制产生的省间经济查核用度纳入省间送电降价资金，按并轨不平衡资金分摊结算处置。

3.与南方区域电力市场的衔接。维持广东电力现货市场先进性
、、、齐全性及不变性，做好与南方区域市场的有效衔接和协同高效有序运行。

4.容量电价依照国度和省有关划定执行。

十一
、、、工作要求

（一）请各经营主体贯彻落实《国度能源局综合司关于进一步规范电力市场买卖行为有关事项的通知》（国能综通监管〔2024〕148号），依法合规参加电力市场买卖，进一步规范市场报价行为，综合思考机组固定成本
、、、燃料成本
、、、能源供需等客观情况合规报价，推动买卖价值真实正确反映电力商品价值。

（二）加强零售用户账号治理。零售用户账号应在切合《广东电力零售市场治理法子》有关账号治理要求的前提下，在广东电力买卖零售平台办理2025年零售合同签定业务。请市场用户当真对照治理要求及有关通知发展账号自查与整改，确保2025年电力买卖业务正？７⒄。

（三）成立健全市场风险防控机制。广东电力市场成员要强化风险意识，落实好防控措施，共同保险电力市场安稳运行和电力系统安全不变运行。各经营主体要诚信经营
、、、理性决策，在合同签定时成立风险共担利益共享的机制，通顺价值传导。市场运营机构要加强市场风险警示和市场规划
、、、规定的宣贯，加强合同登记登记和结算治理，守护经营主体合法利益，对异常买卖行为
、、、价值索求成立市场函询制度，对未落实风险防备要求的经营主体予以公开提醒，必要时按法式取缔合同登记登记。

（四）各市场成员要严格遵守国度有关司法律规
、、、电力市场规定和市场治理制度，自觉自律，不得把持市场
、、、侵害社会公共利益和其他经营主体的合法权利。对违反国度司法提供虚伪或伪造证明资料的，移送司法机关处置；对违反市场规定
、、、侵扰市场秩序的行为，已经查实，国度能源局南方监管局会同广东省能源局将对有关经营主体采取遏制参加买卖的措施，进行市场内部曝光，并按国度信誉治理划定处置；情节严重的，凭据电力市场监管规章
、、、规定有关划定处置。

（五）请南方电网电力调度节制中心做好西电送广东年度送电打算运行调度铺排，依照西电送广东年度打算
、、、西电参加市场化买卖了局共同确定的送电负荷个性曲线送电。

（六）请广东电力买卖中心会同广东省电力调度中心当真做好2025年度电力市场买卖有关工作，积极落实国度和省有关工作要求，规范组织市场买卖，加强市场运营监控，确保2025年电力市场安稳有序运行，有关情况实时汇报。

广东省能源局        国度能源局南方监管局

2024年11月21日

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