近日，廣東省能源局、國(guó)家能源局南方監(jiān)管局發(fā)布了關(guān)于2025年電力市場(chǎng)交易有關(guān)事項(xiàng)的通知，通知提到，2025年廣東電力市場(chǎng)規(guī)模約為6500億千瓦時(shí)，包括直接參與市場(chǎng)交易電量和電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電電量。

關(guān)于用戶(hù)側(cè)：

1.市場(chǎng)用戶(hù)包括市場(chǎng)直接購(gòu)電的用戶(hù)（簡(jiǎn)稱(chēng)“市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)”，下同）和電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電的用戶(hù)（簡(jiǎn)稱(chēng)“電網(wǎng)代購(gòu)用戶(hù)”，下同）。鼓勵(lì)10kV及以上工商業(yè)用戶(hù)直接參與市場(chǎng)交易，其中年用電量500萬(wàn)千瓦時(shí)及以上的工商業(yè)用戶(hù)原則上直接參與市場(chǎng)交易；具備條件的10kV以下工商業(yè)用戶(hù)可自主選擇直接參與市場(chǎng)交易。年用電量500萬(wàn)千瓦時(shí)及以上的市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)，可作為批發(fā)用戶(hù)直接參與批發(fā)市場(chǎng)交易或通過(guò)售電公司參與市場(chǎng)交易；年用電量500萬(wàn)千瓦時(shí)以下的市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)，通過(guò)售電公司參與市場(chǎng)交易。2025年適時(shí)研究建立簡(jiǎn)易交易機(jī)制。

2.對(duì)于已直接參與2024年市場(chǎng)交易的用戶(hù)，以及年用電量500萬(wàn)千瓦時(shí)及以上的10kV及以上工商業(yè)用戶(hù)，其2025年全部工商業(yè)電量均需通過(guò)市場(chǎng)直接購(gòu)買(mǎi)。未及時(shí)與售電公司簽訂2025年零售合同或未參與批發(fā)市場(chǎng)交易的，視同市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)，按照電力市場(chǎng)保底售電有關(guān)規(guī)定，執(zhí)行保底零售價(jià)格，并承擔(dān)市場(chǎng)分?jǐn)傎M(fèi)用。

3.年用電量500萬(wàn)千瓦時(shí)及以上的10kV及以上工商業(yè)用戶(hù)企業(yè)名單（詳情點(diǎn)擊），按照統(tǒng)一社會(huì)信用代碼首位數(shù)為9的類(lèi)別進(jìn)行篩選，由電網(wǎng)企業(yè)按照結(jié)算戶(hù)維度根據(jù)2023年10月至2024年9月的歷史用電量確定，經(jīng)廣東電力交易中心在交易系統(tǒng)（平臺(tái)）公示、發(fā)布。對(duì)于計(jì)量點(diǎn)不具備入市條件、非用戶(hù)產(chǎn)權(quán)用電、實(shí)際用電主體為非工商業(yè)用戶(hù)、因特殊原因不具備簽訂零售合同條件或大幅減少用電等情況，經(jīng)電網(wǎng)企業(yè)核實(shí)后，可對(duì)名單進(jìn)行個(gè)別修正剔除，不再納入后續(xù)月份保底售電范圍，并向政府部門(mén)報(bào)告。

4.市場(chǎng)用戶(hù)在直接參與年度交易及后續(xù)批發(fā)市場(chǎng)交易前，應(yīng)向廣東電力交易中心申請(qǐng)作為批發(fā)用戶(hù)，以月度為周期進(jìn)行批發(fā)、零售交易的權(quán)限變更。批發(fā)用戶(hù)未參與交易但發(fā)生實(shí)際用電的，按照批發(fā)市場(chǎng)規(guī)則進(jìn)行結(jié)算。

5.市場(chǎng)購(gòu)電的高耗能用戶(hù)交易電價(jià)不受上浮20%限制，有關(guān)要求按國(guó)家最新政策規(guī)定執(zhí)行。已參與市場(chǎng)購(gòu)電的高耗能用戶(hù)不得退出市場(chǎng)交易。

6.對(duì)未從市場(chǎng)直接購(gòu)電的工商業(yè)用戶(hù)，統(tǒng)一由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電，電網(wǎng)代購(gòu)用戶(hù)按有關(guān)規(guī)定參與現(xiàn)貨市場(chǎng)分?jǐn)偡窒恚唧w以省發(fā)展改革委發(fā)布的代購(gòu)電方案為準(zhǔn)。電網(wǎng)代購(gòu)用戶(hù)可直接在廣東電力交易中心辦理注冊(cè)，每季度最后15日前選擇下一季度起直接參與市場(chǎng)交易。

7.后續(xù)國(guó)家如出臺(tái)工商業(yè)用戶(hù)參與市場(chǎng)交易、市場(chǎng)價(jià)格浮動(dòng)上下限等相關(guān)政策要求，按最新政策規(guī)定執(zhí)行。

關(guān)于發(fā)電側(cè)：

發(fā)電側(cè)經(jīng)營(yíng)主體包括兩類(lèi)：一類(lèi)是直接參與市場(chǎng)交易的電源；另一類(lèi)是電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電的市場(chǎng)電源（簡(jiǎn)稱(chēng)“市場(chǎng)代購(gòu)電源”，下同），作為市場(chǎng)價(jià)格接受者，不直接參與市場(chǎng)交易。

省內(nèi)燃煤電廠上網(wǎng)電量（含自備電廠上網(wǎng)電量）全部進(jìn)入市場(chǎng)。其中，中調(diào)及以上燃煤電廠（含“點(diǎn)對(duì)網(wǎng)”送電的鯉魚(yú)江、橋口電廠）全部機(jī)組須作為市場(chǎng)交易電源；地調(diào)燃煤電廠可選擇作為市場(chǎng)交易電源或作為市場(chǎng)代購(gòu)電源，一經(jīng)選擇作為市場(chǎng)交易電源后，不允許改為市場(chǎng)代購(gòu)電源；省內(nèi)燃煤自備電廠上網(wǎng)電量進(jìn)入市場(chǎng)，僅作為市場(chǎng)代購(gòu)電源。

省內(nèi)燃?xì)怆姀S中，中調(diào)及以上燃?xì)怆姀S上網(wǎng)電量均進(jìn)入市場(chǎng)，全部機(jī)組須作為市場(chǎng)交易電源；地調(diào)燃?xì)怆姀S可選擇是否進(jìn)入市場(chǎng)，一經(jīng)進(jìn)入后不允許退出，其中選擇進(jìn)入市場(chǎng)的燃?xì)怆姀S可選擇作為市場(chǎng)交易電源或作為市場(chǎng)代購(gòu)電源，一經(jīng)選擇作為市場(chǎng)交易電源后，不允許改為市場(chǎng)代購(gòu)電源。

嶺澳核電和陽(yáng)江核電全部機(jī)組作為市場(chǎng)交易電源，參與市場(chǎng)交易。

220kV及以上電壓等級(jí)的中調(diào)調(diào)管風(fēng)電場(chǎng)站、光伏電站全部作為市場(chǎng)交易電源，參與中長(zhǎng)期、現(xiàn)貨和綠電交易，原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的70%安排基數(shù)電量。有序推動(dòng)滿足技術(shù)條件（具備接收并執(zhí)行電力調(diào)度機(jī)構(gòu)的有功功率控制指令和發(fā)電計(jì)劃曲線等）的110kV電壓等級(jí)集中式風(fēng)電場(chǎng)站、光伏電站參與現(xiàn)貨，原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的90%安排基數(shù)電量；要加快技術(shù)改造，2025年底前實(shí)現(xiàn)全部110kV電壓等級(jí)的集中式風(fēng)電場(chǎng)站、光伏電站參與市場(chǎng)交易。對(duì)于2025年1月1日起新增并網(wǎng)的110kV及以上電壓等級(jí)集中式光伏，原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的50%安排基數(shù)電量。鼓勵(lì)分布式新能源以聚合虛擬電廠方式參與現(xiàn)貨電能量交易和綠電交易。參加綠電交易的發(fā)電企業(yè)準(zhǔn)入條件按廣東可再生能源交易規(guī)則執(zhí)行。

獨(dú)立儲(chǔ)能、抽水蓄能、虛擬電廠準(zhǔn)入條件按相關(guān)方案和細(xì)則執(zhí)行。長(zhǎng)期不具備發(fā)電能力的電廠不進(jìn)入市場(chǎng)。

關(guān)于中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易：

2025年，按照目前用戶(hù)側(cè)市場(chǎng)注冊(cè)情況，并考慮年用電量500萬(wàn)千瓦時(shí)及以上的電網(wǎng)代購(gòu)用戶(hù)直接參與市場(chǎng)，安排發(fā)電側(cè)年度交易規(guī)模上限3800億千瓦時(shí)；若新增市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)超預(yù)期增長(zhǎng)，則適當(dāng)增加年度交易規(guī)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(hù)歷史電量占年度交易規(guī)模上限的比例不應(yīng)超過(guò)20%。

1.交易品種。年度交易包括雙邊協(xié)商交易、掛牌交易、集中競(jìng)爭(zhēng)交易等交易品種，不同交易品種多輪次交替開(kāi)展。在2024年底組織的年度交易結(jié)束后若仍有剩余電量，經(jīng)營(yíng)主體可在2025年內(nèi)參與多月中長(zhǎng)期交易。

2.交易方式。按照“絕對(duì)價(jià)格+曲線”的模式組織簽訂含分時(shí)價(jià)格的年度合同，其中，年度集中競(jìng)爭(zhēng)交易分月、分峰平谷組織開(kāi)展，月分日比例按市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)負(fù)荷典型參考曲線設(shè)置，日分時(shí)比例按峰、平、谷各時(shí)段小時(shí)均分設(shè)置。

3.交易價(jià)格。按照“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”的原則，根據(jù)燃煤基準(zhǔn)價(jià)0.453元/千瓦時(shí)上下浮動(dòng)20%形成年度交易成交均價(jià)上下限。2025年，市場(chǎng)參考價(jià)為0.463元/千瓦時(shí)，年度交易成交均價(jià)上限暫定為0.554元/千瓦時(shí)，下限暫定為0.372元/千瓦時(shí)。

每月開(kāi)展多月、月度交易和多日（周）交易，所有交易均帶曲線。多月交易層面，包括雙邊協(xié)商、連續(xù)集中競(jìng)爭(zhēng)交易，其中連續(xù)集中競(jìng)爭(zhēng)交易采用市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)負(fù)荷典型參考曲線方式開(kāi)展；月度交易層面，包括雙邊協(xié)商、集中競(jìng)爭(zhēng)交易、發(fā)電側(cè)合同轉(zhuǎn)讓等品種，其中集中競(jìng)爭(zhēng)交易分別采用市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)負(fù)荷典型參考曲線、分時(shí)段交易兩種方式開(kāi)展；多日（周）交易層面，開(kāi)展周雙邊協(xié)商、多日分時(shí)段集中競(jìng)爭(zhēng)交易。多月、月度、多日（周）交易品種以及相關(guān)參數(shù)視市場(chǎng)運(yùn)行情況進(jìn)行調(diào)整。

統(tǒng)計(jì)年度、多月、月度雙邊協(xié)商交易相關(guān)的市場(chǎng)價(jià)格時(shí)，同一集團(tuán)發(fā)電企業(yè)、售電公司的年度、多月、月度雙邊協(xié)商交易成交電量按25%權(quán)重計(jì)算，后續(xù)視運(yùn)行情況進(jìn)行調(diào)整。

關(guān)于現(xiàn)貨市場(chǎng)交易：

（一）完善運(yùn)行補(bǔ)償機(jī)制。

系統(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償費(fèi)用以月度為單位由售電公司以及電網(wǎng)代購(gòu)用戶(hù)按當(dāng)月實(shí)際用電量比例分?jǐn)偂Ｔ露确謹(jǐn)傇O(shè)置上限，達(dá)到上限后，對(duì)各機(jī)組系統(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償費(fèi)用進(jìn)行等比例打折，其中節(jié)假日（含調(diào)休節(jié)假日、連休周末，下同）期間對(duì)應(yīng)的系統(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償費(fèi)用不予打折、全額補(bǔ)償。對(duì)于節(jié)假日期間啟動(dòng)的發(fā)電機(jī)組，啟動(dòng)補(bǔ)償費(fèi)用按照機(jī)組實(shí)際啟動(dòng)狀態(tài)對(duì)應(yīng)的啟動(dòng)成本計(jì)算；對(duì)于非節(jié)假日期間啟動(dòng)的發(fā)電機(jī)組，啟動(dòng)補(bǔ)償費(fèi)用按照機(jī)組實(shí)際啟動(dòng)狀態(tài)對(duì)應(yīng)的啟動(dòng)成本和當(dāng)日上網(wǎng)電量扣減轉(zhuǎn)讓前的代購(gòu)市場(chǎng)及跨省外送結(jié)算電量（為負(fù)置零）及年度、多月、月度中長(zhǎng)期交易電量后占當(dāng)日上網(wǎng)電量的比例（為負(fù)置零）進(jìn)行補(bǔ)償。視市場(chǎng)運(yùn)行情況，優(yōu)化完善系統(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償與啟動(dòng)補(bǔ)償機(jī)制。

（二）完善機(jī)組阻塞分配機(jī)制。

各機(jī)組中長(zhǎng)期合約阻塞費(fèi)用單獨(dú)結(jié)算。建立機(jī)組阻塞分配機(jī)制，按照各機(jī)組阻塞分配電量乘以統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)與所在節(jié)點(diǎn)的日前現(xiàn)貨價(jià)格之差向機(jī)組分配（返還）阻塞費(fèi)用，上述阻塞分配（返還）費(fèi)用由直接參與交易的市場(chǎng)機(jī)組按照實(shí)際月度上網(wǎng)電量（核電、新能源為月度上網(wǎng)電量扣減基數(shù)電量，下同）比例分?jǐn)偦蚍窒怼?br />
阻塞分配電量按以下方式確定：高價(jià)節(jié)點(diǎn)的煤電、氣電為機(jī)組當(dāng)月實(shí)際市場(chǎng)電量和市場(chǎng)交易電量上限較小值的90%；低價(jià)節(jié)點(diǎn)的煤電、氣電為先按當(dāng)月同類(lèi)機(jī)組平均發(fā)電利用小時(shí)數(shù)的90%對(duì)應(yīng)電量扣減自身代購(gòu)市場(chǎng)及跨省外送結(jié)算電量后與機(jī)組自身實(shí)際市場(chǎng)電量進(jìn)行取大，再同機(jī)組市場(chǎng)交易電量上限取小后乘90%；核電為機(jī)組實(shí)際市場(chǎng)電量和市場(chǎng)交易電量上限較小值的90%；參與現(xiàn)貨交易的新能源為實(shí)際市場(chǎng)電量扣減10%上網(wǎng)電量后和機(jī)組交易電量上限的較小值。其中，節(jié)點(diǎn)日前月度均價(jià)高于統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)日前月度均價(jià)的為高價(jià)節(jié)點(diǎn)，反之為低價(jià)節(jié)點(diǎn)，月度均價(jià)按市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)典型曲線加權(quán)計(jì)算；煤機(jī)暫分為100萬(wàn)、60萬(wàn)及以下兩類(lèi)同類(lèi)型機(jī)組，氣機(jī)暫分為大鵬、非大鵬熱電聯(lián)產(chǎn)（熱電比低于10%的視同常規(guī)氣機(jī)）、非大鵬常規(guī)9H及9F、非大鵬常規(guī)9E及6F四類(lèi)同類(lèi)型機(jī)組；同類(lèi)型機(jī)組平均發(fā)電利用小時(shí)數(shù)對(duì)應(yīng)電量需扣減機(jī)組檢修、非停小時(shí)數(shù)和新投產(chǎn)機(jī)組入市前時(shí)長(zhǎng)的占比；阻塞分配電量按市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)典型曲線分解到小時(shí)。

（三）優(yōu)化現(xiàn)貨出清機(jī)制及參數(shù)。

1.按照有利于促進(jìn)電力保供原則，優(yōu)化現(xiàn)貨出清模型和參數(shù)，適當(dāng)提高現(xiàn)貨出清價(jià)格上限。加強(qiáng)調(diào)度必開(kāi)機(jī)組的監(jiān)管和不定價(jià)機(jī)組事后復(fù)盤(pán)分析。

2.探索優(yōu)化氣電參與現(xiàn)貨市場(chǎng)出清機(jī)制。研究在日前市場(chǎng)安全約束機(jī)組組合（SCUC）模型中，在氣電機(jī)組申報(bào)的各段電能量報(bào)價(jià)上疊加變動(dòng)成本補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，在最小穩(wěn)定技術(shù)出力費(fèi)用上疊加最小穩(wěn)定技術(shù)出力與變動(dòng)成本補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的乘積，擇機(jī)開(kāi)展試運(yùn)行。進(jìn)一步理順氣機(jī)價(jià)格機(jī)制和市場(chǎng)機(jī)制，結(jié)合市場(chǎng)運(yùn)行情況適時(shí)開(kāi)展試點(diǎn)。

（四）開(kāi)展雙邊報(bào)量報(bào)價(jià)試點(diǎn)。

適時(shí)開(kāi)展現(xiàn)貨市場(chǎng)雙邊報(bào)量報(bào)價(jià)試點(diǎn)交易。起步階段，允許批發(fā)用戶(hù)、具備條件的零售用戶(hù)（通過(guò)具備條件的售電公司參與）自愿選擇報(bào)量報(bào)價(jià)參與日前電能量市場(chǎng)出清，其余市場(chǎng)用戶(hù)維持現(xiàn)行的報(bào)量不報(bào)價(jià)（作為日前電能量市場(chǎng)結(jié)算依據(jù)）方式不變。

（五）發(fā)電變動(dòng)成本補(bǔ)償機(jī)制。

根據(jù)機(jī)組實(shí)際上網(wǎng)電量（或市場(chǎng)電量）和度電補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，計(jì)算燃煤、燃?xì)?、風(fēng)電、光伏和核電等發(fā)電企業(yè)變動(dòng)成本補(bǔ)償金額，度電補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為機(jī)組批復(fù)上網(wǎng)電價(jià)（不含補(bǔ)貼）加超低排放電價(jià)后與市場(chǎng)參考價(jià)之差，機(jī)組批復(fù)上網(wǎng)電價(jià)按政府最新價(jià)格政策文件執(zhí)行，其中燃?xì)鈾C(jī)組按照廣東電力市場(chǎng)氣電天然氣價(jià)格傳導(dǎo)機(jī)制有關(guān)規(guī)定，根據(jù)最新天然氣采購(gòu)綜合價(jià)按月調(diào)整變動(dòng)成本補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，考慮2025年年度交易均價(jià)計(jì)算氣機(jī)變動(dòng)成本補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)調(diào)整觸發(fā)氣價(jià)，具體由廣東電力交易中心另行發(fā)布；核電變動(dòng)成本補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)按照核電參與市場(chǎng)化交易方式執(zhí)行。

發(fā)電側(cè)變動(dòng)成本補(bǔ)償由全體工商業(yè)用戶(hù)按月度實(shí)際用電量比例共同承擔(dān)。

（六）用戶(hù)側(cè)峰谷平衡機(jī)制。

按照峰平谷f(wàn)1：1：f2的比例要求（除深圳市峰f1暫定1.53、谷f(wàn)2暫定0.32外，其他地市峰f1暫定1.7、谷f(wàn)2暫定0.38；蓄冷用戶(hù)峰f1暫定1.65、谷f(wàn)2暫定0.25；深圳市低壓用戶(hù)峰f1暫定1.3553、谷f(wàn)2暫定0.2894；視市場(chǎng)運(yùn)行情況動(dòng)態(tài)調(diào)整），基于年度交易均價(jià)，對(duì)售電公司按照其零售用戶(hù)高峰時(shí)段電量收取年度交易均價(jià)的（f1-1）倍，對(duì)售電公司按照其零售用戶(hù)低谷時(shí)段電量補(bǔ)償年度交易均價(jià)的（1-f2）倍；峰谷時(shí)段按照《關(guān)于進(jìn)一步完善我省峰谷分時(shí)電價(jià)政策有關(guān)問(wèn)題的通知》（粵發(fā)改價(jià)格〔2021〕331號(hào)）的規(guī)定執(zhí)行；深圳市市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)的峰谷時(shí)段劃分按深圳市峰谷分時(shí)電價(jià)政策執(zhí)行。原不執(zhí)行峰谷價(jià)格政策的用戶(hù)不應(yīng)用峰谷平衡機(jī)制。

應(yīng)用峰谷平衡機(jī)制所產(chǎn)生的損益費(fèi)用，由市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)按電量比例分?jǐn)偦蚍窒怼?br />
（七）市場(chǎng)分?jǐn)倷C(jī)制。

現(xiàn)貨市場(chǎng)分?jǐn)傎M(fèi)用包括但不限于：市場(chǎng)阻塞盈余、系統(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償、啟動(dòng)補(bǔ)償、發(fā)用電不平衡、并軌不平衡等費(fèi)用。其中，市場(chǎng)阻塞盈余費(fèi)用由發(fā)電企業(yè)分?jǐn)偦蚍窒?；系統(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償分?jǐn)傎M(fèi)用、啟動(dòng)補(bǔ)償分?jǐn)傎M(fèi)用由售電公司和電網(wǎng)代購(gòu)用戶(hù)分?jǐn)?；發(fā)用電不平衡費(fèi)用由發(fā)電企業(yè)和售電公司分?jǐn)偦蚍窒?；并軌不平衡費(fèi)用由發(fā)電企業(yè)和全體工商業(yè)用戶(hù)分?jǐn)偦蚍窒怼?br />
上述現(xiàn)貨市場(chǎng)關(guān)鍵機(jī)制及相關(guān)參數(shù)將根據(jù)市場(chǎng)運(yùn)行實(shí)際情況進(jìn)行動(dòng)態(tài)調(diào)整，具體以配套實(shí)施細(xì)則為準(zhǔn)。

關(guān)于零售交易：

2025年，售電公司與零售用戶(hù)在廣東電力市場(chǎng)零售平臺(tái)開(kāi)展零售市場(chǎng)交易，可采取雙邊協(xié)商、掛牌及邀約等方式，簽訂分峰平谷的絕對(duì)價(jià)格零售合同。

（一）零售交易模式。

1.電能量交易模式。

按照“固定價(jià)格+聯(lián)動(dòng)價(jià)格+浮動(dòng)費(fèi)用”的模式，開(kāi)展零售合同簽訂，具體包括：

固定價(jià)格。上限為0.554元/千瓦時(shí)，下限為0.372元/千瓦時(shí)。

聯(lián)動(dòng)價(jià)格。零售合同中應(yīng)不少于10%、不多于30%實(shí)際用電量比例的部分采用市場(chǎng)價(jià)格聯(lián)動(dòng)方式，聯(lián)動(dòng)價(jià)格分為聯(lián)動(dòng)月度價(jià)格和現(xiàn)貨價(jià)格，其中聯(lián)動(dòng)月度價(jià)格可選擇月度交易綜合價(jià)或月度集中交易綜合價(jià)；聯(lián)動(dòng)現(xiàn)貨價(jià)格為日前市場(chǎng)月度綜合價(jià)，聯(lián)動(dòng)電量比例不大于20%。以上聯(lián)動(dòng)價(jià)格均包含批發(fā)市場(chǎng)分?jǐn)傎M(fèi)用。

浮動(dòng)費(fèi)用。為可選項(xiàng)，售電公司和零售用戶(hù)可在零售合同約定對(duì)全電量收取浮動(dòng)費(fèi)用，上限為0.015元/千瓦時(shí)，下限為0元/千瓦時(shí)。

2.綠電交易模式。

按照“固定價(jià)格+聯(lián)動(dòng)價(jià)格+偏差費(fèi)用”的模式，開(kāi)展綠電零售合同簽訂，具體包括：

固定價(jià)格。上限為0.05元/千瓦時(shí)，下限為0元/千瓦時(shí)。

聯(lián)動(dòng)價(jià)格。聯(lián)動(dòng)價(jià)格為綠電批發(fā)市場(chǎng)綠證（綠色環(huán)境價(jià)值）月度均價(jià)。

偏差費(fèi)用。偏差費(fèi)用按照綠證（綠色環(huán)境價(jià)值）偏差電量與偏差價(jià)格計(jì)算。

上述模式中，固定價(jià)格電量與聯(lián)動(dòng)價(jià)格電量之和不得大于電力用戶(hù)當(dāng)月實(shí)際用電量的1.2倍。售電公司與電力用戶(hù)可在合同中對(duì)偏差電量約定考核費(fèi)用，考核系數(shù)上限為0.2，下限為0。

（二）零售用戶(hù)電費(fèi)構(gòu)成。

零售用戶(hù)電費(fèi)由零售合同電費(fèi)、輸配電費(fèi)、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用、政府性基金及附加、其他分?jǐn)傎M(fèi)用、市場(chǎng)化需求響應(yīng)費(fèi)用、尖峰加價(jià)電費(fèi)等組成。具體收取情況如下：

零售合同電費(fèi)。按零售合同約定的固定價(jià)格、聯(lián)動(dòng)價(jià)格、浮動(dòng)費(fèi)用、綠證（綠色環(huán)境價(jià)值）等價(jià)格及電量比例計(jì)算執(zhí)行。

輸配電費(fèi)。對(duì)原執(zhí)行非峰谷價(jià)格政策的市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)，按固定的輸配電價(jià)收??；對(duì)原執(zhí)行峰谷價(jià)格政策的市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)，輸配電價(jià)按照我省規(guī)定的峰谷時(shí)段、峰谷比價(jià)執(zhí)行，深圳的市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)應(yīng)用的輸配電價(jià)按深圳市峰谷分時(shí)電價(jià)政策執(zhí)行。電網(wǎng)企業(yè)按照政府核定公布的輸配電價(jià)收取相應(yīng)的輸配電費(fèi)。市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)繳納的輸配電費(fèi)與電網(wǎng)企業(yè)收取的輸配電費(fèi)之間的差額資金，納入用戶(hù)側(cè)峰谷平衡費(fèi)用。

上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用。按照《廣東省發(fā)展改革委轉(zhuǎn)發(fā)國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》（粵發(fā)改價(jià)格〔2023〕148號(hào)）要求執(zhí)行。

系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用。包括輔助服務(wù)費(fèi)用、抽水蓄能容量電費(fèi)和容量電費(fèi)分?jǐn)傎M(fèi)用，執(zhí)行峰谷價(jià)格比例。其中，輔助服務(wù)費(fèi)用按國(guó)家相關(guān)政策和輔助服務(wù)市場(chǎng)規(guī)則執(zhí)行；抽水蓄能容量電費(fèi)按照《廣東省發(fā)展改革委轉(zhuǎn)發(fā)國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》（粵發(fā)改價(jià)格〔2023〕148號(hào)）相關(guān)要求執(zhí)行；容量電費(fèi)分?jǐn)傎M(fèi)用按照相關(guān)規(guī)定執(zhí)行。

政府性基金及附加按政府部門(mén)發(fā)布的最新文件要求執(zhí)行。

其他分?jǐn)傎M(fèi)用。包括保障居民農(nóng)業(yè)用電價(jià)格穩(wěn)定的新增損益（含變動(dòng)成本補(bǔ)償分?jǐn)傠娰M(fèi)）、峰谷平衡損益費(fèi)用及其他分?jǐn)傎M(fèi)用。保障居民農(nóng)業(yè)用電價(jià)格穩(wěn)定的新增損益（含變動(dòng)成本補(bǔ)償分?jǐn)傠娰M(fèi)）、峰谷平衡損益費(fèi)用等根據(jù)有關(guān)方案和市場(chǎng)規(guī)則計(jì)算，其中，保障居民農(nóng)業(yè)用電價(jià)格穩(wěn)定的新增損益（含變動(dòng)成本補(bǔ)償分?jǐn)傠娰M(fèi)）由全部工商業(yè)用戶(hù)分?jǐn)偦蚍窒?，?zhí)行峰谷價(jià)格比例；峰谷平衡損益費(fèi)用直接由市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)分?jǐn)偦蚍窒怼?br />
市場(chǎng)化需求響應(yīng)費(fèi)用，按有關(guān)方案執(zhí)行。

尖峰加價(jià)電費(fèi)。包括尖峰電能量加價(jià)電費(fèi)和尖峰輸配電價(jià)加價(jià)電費(fèi)，向原執(zhí)行峰谷價(jià)格政策的市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)收取。其中，尖峰電能量加價(jià)電費(fèi)按照市場(chǎng)月度加權(quán)平均價(jià)×峰段系數(shù)f1×0.25收??；尖峰輸配電價(jià)加價(jià)電費(fèi)按照對(duì)應(yīng)各類(lèi)別、各電壓等級(jí)峰段輸配電價(jià)的0.25倍收取，深圳用戶(hù)尖峰輸配電價(jià)按深圳市峰谷分時(shí)電價(jià)政策執(zhí)行。市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)尖峰電價(jià)的實(shí)施范圍、執(zhí)行時(shí)間、執(zhí)行時(shí)段按照有關(guān)文件規(guī)定執(zhí)行。

（三）零售交易要求。

1.對(duì)原執(zhí)行峰谷價(jià)格的市場(chǎng)購(gòu)電用戶(hù)，其簽訂的零售合同電能量峰谷時(shí)段、價(jià)格峰谷比按照規(guī)定的峰谷時(shí)段和峰平谷f(wàn)1：1：f2的比例要求執(zhí)行（除深圳市峰f1暫定1.53、谷f(wàn)2暫定0.32外，其他地市峰f1暫定1.7、谷f(wàn)2暫定0.38；蓄冷用戶(hù)f1暫定1.65、谷f(wàn)2暫定0.25；深圳市低壓用戶(hù)峰f1暫定1.3553、谷f(wàn)2暫定0.2894；視市場(chǎng)運(yùn)行情況動(dòng)態(tài)調(diào)整）。

2.同一用戶(hù)中，原執(zhí)行峰谷價(jià)格政策的計(jì)量點(diǎn)電能量?jī)r(jià)格按零售合同約定的峰平谷價(jià)格結(jié)算，原執(zhí)行非峰谷價(jià)格政策的計(jì)量點(diǎn)電能量?jī)r(jià)格按合同約定的平段電價(jià)結(jié)算。

3.售電公司和零售用戶(hù)可根據(jù)電力供需形勢(shì)和一次能源成本情況，簽訂不同周期（如年、半年、季度或多月等）的零售合同。

4.售電公司和零售用戶(hù)雙方協(xié)商一致后，可按月為單位調(diào)整零售合同。

5.售電公司和零售用戶(hù)可在零售合同中對(duì)固定電價(jià)部分電量簽訂煤電價(jià)格聯(lián)動(dòng)條款。

6.售電公司和零售用戶(hù)應(yīng)按照零售平臺(tái)中的零售合同模板建立零售關(guān)系并固化零售結(jié)算模式，交易中心以雙方在零售平臺(tái)簽訂的零售合同作為結(jié)算依據(jù)。

7.售電公司應(yīng)統(tǒng)籌考慮零售用戶(hù)不同的用電特性、自身中長(zhǎng)期合約占比情況，選擇簽訂相應(yīng)的零售合同模式。

8.售電公司開(kāi)展雙邊協(xié)商、邀約零售交易前，應(yīng)在零售平臺(tái)上架至少一個(gè)掛牌套餐。

9.售電公司應(yīng)綜合考慮中長(zhǎng)期電能量電費(fèi)、現(xiàn)貨電能量電費(fèi)、考核電費(fèi)、市場(chǎng)分?jǐn)偧胺颠€電費(fèi)（包括系統(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償分?jǐn)傠娰M(fèi)、啟動(dòng)補(bǔ)償分?jǐn)傠娰M(fèi)、發(fā)用電不平衡費(fèi)用分?jǐn)偦蚍窒?、偏差收益轉(zhuǎn)移返還電費(fèi)分享、機(jī)組中長(zhǎng)期交易偏差考核電費(fèi)分享）等批發(fā)市場(chǎng)購(gòu)電成本，與零售用戶(hù)協(xié)商簽訂電能量零售合同價(jià)格。

10.售電公司和零售用戶(hù)應(yīng)在零售合同中約定國(guó)家若出臺(tái)最新價(jià)格上下限政策后的處理措施。

11.售電公司與電力用戶(hù)可在綠電交易合同中約定綠電結(jié)算優(yōu)先級(jí)。

關(guān)于有關(guān)主體參與市場(chǎng)化交易安排：

（一）核電參與市場(chǎng)化交易。

2025年，安排嶺澳、陽(yáng)江核電年度市場(chǎng)化電量約273億千瓦時(shí)。核電機(jī)組與售電公司可通過(guò)年度、多月、月度、周及多日各交易品種形成中長(zhǎng)期合約電量、價(jià)格及曲線。對(duì)核電應(yīng)用政府授權(quán)單向差價(jià)合約機(jī)制，即按照年月中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易均價(jià)與政府授權(quán)合約價(jià)格之差（為負(fù)置零）對(duì)授權(quán)合約電量進(jìn)行單向差價(jià)結(jié)算回收，其中授權(quán)合約電量為核電當(dāng)月實(shí)際市場(chǎng)電量的90%，合約價(jià)格為核電核定上網(wǎng)電價(jià)；年月中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易均價(jià)按核電年度、多月、月度成交電量比例，分別應(yīng)用市場(chǎng)年度、多月、月度中長(zhǎng)期交易均價(jià)加權(quán)計(jì)算得到。政府授權(quán)合約差價(jià)電費(fèi)由全體工商業(yè)用戶(hù)按照當(dāng)月實(shí)際電量分享。當(dāng)年月中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易均價(jià)低于市場(chǎng)參考價(jià)時(shí)，核電機(jī)組按照核定上網(wǎng)電價(jià)、年月中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易均價(jià)中的較大值與市場(chǎng)參考價(jià)之差乘以系數(shù)k（暫取0.85）執(zhí)行變動(dòng)成本補(bǔ)償機(jī)制。對(duì)核電機(jī)組執(zhí)行發(fā)電側(cè)中長(zhǎng)期交易偏差考核，其中核電機(jī)組的中長(zhǎng)期交易偏差考核系數(shù)為1.1。

在滿足系統(tǒng)安全和電力平衡的基礎(chǔ)上，按照多發(fā)滿發(fā)原則安排核電機(jī)組發(fā)電計(jì)劃。

（二）新能源參與市場(chǎng)化交易。

根據(jù)廣東電力市場(chǎng)配套實(shí)施細(xì)則等有關(guān)規(guī)定，110kV及以上電壓等級(jí)的新能源按“基數(shù)電量+市場(chǎng)電量”方式參與市場(chǎng)，新能源實(shí)際上網(wǎng)電量與基數(shù)電量、中長(zhǎng)期電量之差按照現(xiàn)貨節(jié)點(diǎn)電價(jià)進(jìn)行偏差結(jié)算。其中220kV及以上電壓等級(jí)新能源場(chǎng)站，中長(zhǎng)期電量（含綠電電能量中長(zhǎng)期）不足當(dāng)日實(shí)際上網(wǎng)電量的90%部分，與當(dāng)日實(shí)際上網(wǎng)電量的70%取小后，視為基數(shù)電量；110kV電壓等級(jí)新能源場(chǎng)站，中長(zhǎng)期電量（含綠電電能量中長(zhǎng)期）不足當(dāng)日實(shí)際上網(wǎng)電量的90%部分，視為基數(shù)電量；2025年1月1日起新建并網(wǎng)的110kV及以上電壓等級(jí)的集中式光伏，中長(zhǎng)期電量（含綠電電能量中長(zhǎng)期）不足當(dāng)日實(shí)際上網(wǎng)電量的90%部分，與當(dāng)日實(shí)際上網(wǎng)電量的50%取小后，視為基數(shù)電量；基數(shù)電量按實(shí)際上網(wǎng)電量曲線分解到小時(shí)，以批復(fù)上網(wǎng)電價(jià)結(jié)算。對(duì)新能源場(chǎng)站中長(zhǎng)期電量不足實(shí)際市場(chǎng)電量扣減10%實(shí)際上網(wǎng)電量部分實(shí)施中長(zhǎng)期交易偏差考核，考核系數(shù)取1.0。

對(duì)現(xiàn)貨新能源因日前短期功率預(yù)測(cè)導(dǎo)致實(shí)時(shí)偏差電量超過(guò)實(shí)際上網(wǎng)電量允許范圍之外的電量部分，以節(jié)點(diǎn)日前、實(shí)時(shí)價(jià)格之差按小時(shí)計(jì)算新能源日前實(shí)時(shí)偏差費(fèi)用，以月為單位、正負(fù)互抵后對(duì)新能源機(jī)組進(jìn)行回收，相關(guān)費(fèi)用由市場(chǎng)煤電、氣電機(jī)組按照上網(wǎng)電量進(jìn)行分享。

（三）獨(dú)立儲(chǔ)能參與市場(chǎng)化交易。

按照新型儲(chǔ)能參與市場(chǎng)化交易有關(guān)方案和實(shí)施細(xì)則規(guī)定，持續(xù)推動(dòng)獨(dú)立儲(chǔ)能試點(diǎn)參與電能量市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)，適時(shí)按15分鐘開(kāi)展電能量電費(fèi)結(jié)算。

（四）抽水蓄能電站參與市場(chǎng)化交易。

按照《廣東省抽水蓄能參與電力市場(chǎng)交易實(shí)施方案》和有關(guān)實(shí)施細(xì)則規(guī)定，有序推進(jìn)抽水蓄能參與電力市場(chǎng)交易，適時(shí)按15分鐘開(kāi)展電能量電費(fèi)結(jié)算。視市場(chǎng)運(yùn)行情況，逐步擴(kuò)大抽水蓄能參與市場(chǎng)交易規(guī)模，并研究?jī)?yōu)化出清、考核等機(jī)制。

（五）虛擬電廠參與市場(chǎng)化交易試點(diǎn)。

按照《廣東省虛擬電廠參與電力市場(chǎng)交易實(shí)施方案》等有關(guān)要求，推動(dòng)可調(diào)節(jié)負(fù)荷、分布式電源、用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能等資源聚合形成虛擬電廠，積極參與電能量、需求響應(yīng)、輔助服務(wù)等市場(chǎng)交易。

此外，通知中還提到簡(jiǎn)易交易、可再生能源綠電交易、市場(chǎng)化需求響應(yīng)交易、電力輔助服務(wù)市場(chǎng)建設(shè)以及銜接機(jī)制等。