2025年廣東電力市場(chǎng)規模約為6500億千瓦時(shí)?。ê苯咏灰纂娏亢碗娋W(wǎng)代理購電電量）

近日，廣東省能源局、國家能源局南方監管局發(fā)布了關(guān)于2025年電力市場(chǎng)交易有關(guān)事項的通知，通知提到，2025年廣東電力市場(chǎng)規模約為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)代理購電電量。

關(guān)于用戶(hù)側：

1.市場(chǎng)用戶(hù)包括市場(chǎng)直接購電的用戶(hù)（簡(jiǎn)稱(chēng)“市場(chǎng)購電用戶(hù)”，下同）和電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶(hù)（簡(jiǎn)稱(chēng)“電網(wǎng)代購用戶(hù)”，下同）。鼓勵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)易交易機制。

2.對于已直接參與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)購電用戶(hù)，按照電力市場(chǎng)保底售電有關(guān)規定，執行保底零售價(jià)格，并承擔市場(chǎng)分攤費用。

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），按照統一社會(huì )信用代碼首位數為9的類(lèi)別進(jìn)行篩選，由電網(wǎng)企業(yè)按照結算戶(hù)維度根據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（平臺）公示、發(fā)布。對于計量點(diǎn)不具備入市條件、非用戶(hù)產(chǎn)權用電、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，可對名單進(jìn)行個(gè)別修正剔除，不再納入后續月份保底售電范圍，并向政府部門(mén)報告。

4.市場(chǎng)用戶(hù)在直接參與年度交易及后續批發(fā)市場(chǎng)交易前，應向廣東電力交易中心申請作為批發(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)規則進(jìn)行結算。

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

6.對未從市場(chǎng)直接購電的工商業(yè)用戶(hù)，統一由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，電網(wǎng)代購用戶(hù)按有關(guān)規定參與現貨市場(chǎng)分攤分享，具體以省發(fā)展改革委發(fā)布的代購電方案為準。電網(wǎng)代購用戶(hù)可直接在廣東電力交易中心辦理注冊，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.后續國家如出臺工商業(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，按最新政策規定執行。

關(guān)于發(fā)電側：

發(fā)電側經(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)代理購電的市場(chǎng)電源（簡(jiǎn)稱(chēng)“市場(chǎng)代購電源”，下同），作為市場(chǎng)價(jià)格接受者，不直接參與市場(chǎng)交易。

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

省內燃氣電廠(chǎng)中，中調及以上燃氣電廠(chǎng)上網(wǎng)電量均進(jìn)入市場(chǎng)，全部機組須作為市場(chǎng)交易電源；地調燃氣電廠(chǎng)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)的燃氣電廠(chǎng)可選擇作為市場(chǎng)交易電源或作為市場(chǎng)代購電源，一經(jīng)選擇作為市場(chǎng)交易電源后，不允許改為市場(chǎng)代購電源。

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

220kV及以上電壓等級的中調調管風(fēng)電場(chǎng)站、光伏電站全部作為市場(chǎng)交易電源，參與中長(cháng)期、現貨和綠電交易，原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的70%安排基數電量。有序推動(dòng)滿(mǎn)足技術(shù)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(fā)電計劃曲線(xiàn)等）的110kV電壓等級集中式風(fēng)電場(chǎng)站、光伏電站參與現貨，原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的90%安排基數電量；要加快技術(shù)改造，2025年底前實(shí)現全部110kV電壓等級的集中式風(fēng)電場(chǎng)站、光伏電站參與市場(chǎng)交易。對于2025年1月1日起新增并網(wǎng)的110kV及以上電壓等級集中式光伏，原則上按實(shí)際上網(wǎng)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(chǎng)方式參與現貨電能量交易和綠電交易。參加綠電交易的發(fā)電企業(yè)準入條件按廣東可再生能源交易規則執行。

獨立儲能、抽水蓄能、虛擬電廠(chǎng)準入條件按相關(guān)方案和細則執行。長(cháng)期不具備發(fā)電能力的電廠(chǎng)不進(jìn)入市場(chǎng)。

關(guān)于中長(cháng)期市場(chǎng)交易：

2025年，按照目前用戶(hù)側市場(chǎng)注冊情況，并考慮年用電量500萬(wàn)千瓦時(shí)及以上的電網(wǎng)代購用戶(hù)直接參與市場(chǎng)，安排發(fā)電側年度交易規模上限3800億千瓦時(shí)；若新增市場(chǎng)購電用戶(hù)超預期增長(cháng)，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(hù)歷史電量占年度交易規模上限的比例不應超過(guò)20%。

1.交易品種。年度交易包括雙邊協(xié)商交易、掛牌交易、集中競爭交易等交易品種，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束后若仍有剩余電量，經(jīng)營(yíng)主體可在2025年內參與多月中長(cháng)期交易。

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

3.交易價(jià)格。按照“基準價(jià)+上下浮動(dòng)”的原則，根據燃煤基準價(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(xiàn)。多月交易層面，包括雙邊協(xié)商、連續集中競爭交易，其中連續集中競爭交易采用市場(chǎng)購電用戶(hù)負荷典型參考曲線(xiàn)方式開(kāi)展；月度交易層面，包括雙邊協(xié)商、集中競爭交易、發(fā)電側合同轉讓等品種，其中集中競爭交易分別采用市場(chǎng)購電用戶(hù)負荷典型參考曲線(xiàn)、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)段集中競爭交易。多月、月度、多日（周）交易品種以及相關(guān)參數視市場(chǎng)運行情況進(jìn)行調整。

統計年度、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%權重計算，后續視運行情況進(jìn)行調整。

關(guān)于現貨市場(chǎng)交易：

（一）完善運行補償機制。

系統運行補償費用以月度為單位由售電公司以及電網(wǎng)代購用戶(hù)按當月實(shí)際用電量比例分攤。月度分攤設置上限，達到上限后，對各機組系統運行補償費用進(jìn)行等比例打折，其中節假日（含調休節假日、連休周末，下同）期間對應的系統運行補償費用不予打折、全額補償。對于節假日期間啟動(dòng)的發(fā)電機組，啟動(dòng)補償費用按照機組實(shí)際啟動(dòng)狀態(tài)對應的啟動(dòng)成本計算；對于非節假日期間啟動(dòng)的發(fā)電機組，啟動(dòng)補償費用按照機組實(shí)際啟動(dòng)狀態(tài)對應的啟動(dòng)成本和當日上網(wǎng)電量扣減轉讓前的代購市場(chǎng)及跨省外送結算電量（為負置零）及年度、多月、月度中長(cháng)期交易電量后占當日上網(wǎng)電量的比例（為負置零）進(jìn)行補償。視市場(chǎng)運行情況，優(yōu)化完善系統運行補償與啟動(dòng)補償機制。

（二）完善機組阻塞分配機制。

各機組中長(cháng)期合約阻塞費用單獨結算。建立機組阻塞分配機制，按照各機組阻塞分配電量乘以統一結算點(diǎn)與所在節點(diǎn)的日前現貨價(jià)格之差向機組分配（返還）阻塞費用，上述阻塞分配（返還）費用由直接參與交易的市場(chǎng)機組按照實(shí)際月度上網(wǎng)電量（核電、新能源為月度上網(wǎng)電量扣減基數電量，下同）比例分攤或分享。

阻塞分配電量按以下方式確定：高價(jià)節點(diǎn)的煤電、氣電為機組當月實(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)節點(diǎn)的煤電、氣電為先按當月同類(lèi)機組平均發(fā)電利用小時(shí)數的90%對應電量扣減自身代購市場(chǎng)及跨省外送結算電量后與機組自身實(shí)際市場(chǎng)電量進(jìn)行取大，再同機組市場(chǎng)交易電量上限取小后乘90%；核電為機組實(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)電量后和機組交易電量上限的較小值。其中，節點(diǎn)日前月度均價(jià)高于統一結算點(diǎn)日前月度均價(jià)的為高價(jià)節點(diǎn)，反之為低價(jià)節點(diǎn)，月度均價(jià)按市場(chǎng)購電用戶(hù)典型曲線(xiàn)加權計算；煤機暫分為100萬(wàn)、60萬(wàn)及以下兩類(lèi)同類(lèi)型機組，氣機暫分為大鵬、非大鵬熱電聯(lián)產(chǎn)（熱電比低于10%的視同常規氣機）、非大鵬常規9H及9F、非大鵬常規9E及6F四類(lèi)同類(lèi)型機組；同類(lèi)型機組平均發(fā)電利用小時(shí)數對應電量需扣減機組檢修、非停小時(shí)數和新投產(chǎn)機組入市前時(shí)長(cháng)的占比；阻塞分配電量按市場(chǎng)購電用戶(hù)典型曲線(xiàn)分解到小時(shí)。

（三）優(yōu)化現貨出清機制及參數。

1.按照有利于促進(jìn)電力保供原則，優(yōu)化現貨出清模型和參數，適當提高現貨出清價(jià)格上限。加強調度必開(kāi)機組的監管和不定價(jià)機組事后復盤(pán)分析。

2.探索優(yōu)化氣電參與現貨市場(chǎng)出清機制。研究在日前市場(chǎng)安全約束機組組合（SCUC）模型中，在氣電機組申報的各段電能量報價(jià)上疊加變動(dòng)成本補償標準，在最小穩定技術(shù)出力費用上疊加最小穩定技術(shù)出力與變動(dòng)成本補償標準的乘積，擇機開(kāi)展試運行。進(jìn)一步理順氣機價(jià)格機制和市場(chǎng)機制，結合市場(chǎng)運行情況適時(shí)開(kāi)展試點(diǎn)。

（四）開(kāi)展雙邊報量報價(jià)試點(diǎn)。

適時(shí)開(kāi)展現貨市場(chǎng)雙邊報量報價(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）自愿選擇報量報價(jià)參與日前電能量市場(chǎng)出清，其余市場(chǎng)用戶(hù)維持現行的報量不報價(jià)（作為日前電能量市場(chǎng)結算依據）方式不變。

（五）發(fā)電變動(dòng)成本補償機制。

根據機組實(shí)際上網(wǎng)電量（或市場(chǎng)電量）和度電補償標準，計算燃煤、燃氣、風(fēng)電、光伏和核電等發(fā)電企業(yè)變動(dòng)成本補償金額，度電補償標準為機組批復上網(wǎng)電價(jià)（不含補貼）加超低排放電價(jià)后與市場(chǎng)參考價(jià)之差，機組批復上網(wǎng)電價(jià)按政府最新價(jià)格政策文件執行，其中燃氣機組按照廣東電力市場(chǎng)氣電天然氣價(jià)格傳導機制有關(guān)規定，根據最新天然氣采購綜合價(jià)按月調整變動(dòng)成本補償標準，考慮2025年年度交易均價(jià)計算氣機變動(dòng)成本補償標準調整觸發(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)成本補償標準按照核電參與市場(chǎng)化交易方式執行。

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

（六）用戶(hù)側峰谷平衡機制。

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)運行情況動(dòng)態(tài)調整），基于年度交易均價(jià)，對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，對售電公司按照其零售用戶(hù)低谷時(shí)段電量補償年度交易均價(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）的規定執行；深圳市市場(chǎng)購電用戶(hù)的峰谷時(shí)段劃分按深圳市峰谷分時(shí)電價(jià)政策執行。原不執行峰谷價(jià)格政策的用戶(hù)不應用峰谷平衡機制。

應用峰谷平衡機制所產(chǎn)生的損益費用，由市場(chǎng)購電用戶(hù)按電量比例分攤或分享。

（七）市場(chǎng)分攤機制。

現貨市場(chǎng)分攤費用包括但不限于：市場(chǎng)阻塞盈余、系統運行補償、啟動(dòng)補償、發(fā)用電不平衡、并軌不平衡等費用。其中，市場(chǎng)阻塞盈余費用由發(fā)電企業(yè)分攤或分享；系統運行補償分攤費用、啟動(dòng)補償分攤費用由售電公司和電網(wǎng)代購用戶(hù)分攤；發(fā)用電不平衡費用由發(fā)電企業(yè)和售電公司分攤或分享；并軌不平衡費用由發(fā)電企業(yè)和全體工商業(yè)用戶(hù)分攤或分享。

上述現貨市場(chǎng)關(guān)鍵機制及相關(guān)參數將根據市場(chǎng)運行實(shí)際情況進(jìn)行動(dòng)態(tài)調整，具體以配套實(shí)施細則為準。

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)分攤費用。

浮動(dòng)費用。為可選項，售電公司和零售用戶(hù)可在零售合同約定對全電量收取浮動(dòng)費用，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)。

偏差費用。偏差費用按照綠證（綠色環(huán)境價(jià)值）偏差電量與偏差價(jià)格計算。

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)可在合同中對偏差電量約定考核費用，考核系數上限為0.2，下限為0。

（二）零售用戶(hù)電費構成。

零售用戶(hù)電費由零售合同電費、輸配電費、上網(wǎng)環(huán)節線(xiàn)損費用、系統運行費用、政府性基金及附加、其他分攤費用、市場(chǎng)化需求響應費用、尖峰加價(jià)電費等組成。具體收取情況如下：

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

輸配電費。對原執行非峰谷價(jià)格政策的市場(chǎng)購電用戶(hù)，按固定的輸配電價(jià)收??；對原執行峰谷價(jià)格政策的市場(chǎng)購電用戶(hù)，輸配電價(jià)按照我省規定的峰谷時(shí)段、峰谷比價(jià)執行，深圳的市場(chǎng)購電用戶(hù)應用的輸配電價(jià)按深圳市峰谷分時(shí)電價(jià)政策執行。電網(wǎng)企業(yè)按照政府核定公布的輸配電價(jià)收取相應的輸配電費。市場(chǎng)購電用戶(hù)繳納的輸配電費與電網(wǎng)企業(yè)收取的輸配電費之間的差額資金，納入用戶(hù)側峰谷平衡費用。

上網(wǎng)環(huán)節線(xiàn)損費用。按照《廣東省發(fā)展改革委轉發(fā)國家發(fā)展改革委關(guān)于第三監管周期省級電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項的通知》（粵發(fā)改價(jià)格〔2023〕148號）要求執行。

系統運行費用。包括輔助服務(wù)費用、抽水蓄能容量電費和容量電費分攤費用，執行峰谷價(jià)格比例。其中，輔助服務(wù)費用按國家相關(guān)政策和輔助服務(wù)市場(chǎng)規則執行；抽水蓄能容量電費按照《廣東省發(fā)展改革委轉發(fā)國家發(fā)展改革委關(guān)于第三監管周期省級電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項的通知》（粵發(fā)改價(jià)格〔2023〕148號）相關(guān)要求執行；容量電費分攤費用按照相關(guān)規定執行。

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行。

其他分攤費用。包括保障居民農業(yè)用電價(jià)格穩定的新增損益（含變動(dòng)成本補償分攤電費）、峰谷平衡損益費用及其他分攤費用。保障居民農業(yè)用電價(jià)格穩定的新增損益（含變動(dòng)成本補償分攤電費）、峰谷平衡損益費用等根據有關(guān)方案和市場(chǎng)規則計算，其中，保障居民農業(yè)用電價(jià)格穩定的新增損益（含變動(dòng)成本補償分攤電費）由全部工商業(yè)用戶(hù)分攤或分享，執行峰谷價(jià)格比例；峰谷平衡損益費用直接由市場(chǎng)購電用戶(hù)分攤或分享。

市場(chǎng)化需求響應費用，按有關(guān)方案執行。

尖峰加價(jià)電費。包括尖峰電能量加價(jià)電費和尖峰輸配電價(jià)加價(jià)電費，向原執行峰谷價(jià)格政策的市場(chǎng)購電用戶(hù)收取。其中，尖峰電能量加價(jià)電費按照市場(chǎng)月度加權平均價(jià)×峰段系數f1×0.25收??；尖峰輸配電價(jià)加價(jià)電費按照對應各類(lèi)別、各電壓等級峰段輸配電價(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)政策執行。市場(chǎng)購電用戶(hù)尖峰電價(jià)的實(shí)施范圍、執行時(shí)間、執行時(shí)段按照有關(guān)文件規定執行。

（三）零售交易要求。

1.對原執行峰谷價(jià)格的市場(chǎng)購電用戶(hù)，其簽訂的零售合同電能量峰谷時(shí)段、價(jià)格峰谷比按照規定的峰谷時(shí)段和峰平谷f(wàn)1：1：f2的比例要求執行（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)運行情況動(dòng)態(tài)調整）。

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

3.售電公司和零售用戶(hù)可根據電力供需形勢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，可按月為單位調整零售合同。

5.售電公司和零售用戶(hù)可在零售合同中對固定電價(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)應按照零售平臺中的零售合同模板建立零售關(guān)系并固化零售結算模式，交易中心以雙方在零售平臺簽訂的零售合同作為結算依據。

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

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

9.售電公司應綜合考慮中長(cháng)期電能量電費、現貨電能量電費、考核電費、市場(chǎng)分攤及返還電費（包括系統運行補償分攤電費、啟動(dòng)補償分攤電費、發(fā)用電不平衡費用分攤或分享、偏差收益轉移返還電費分享、機組中長(cháng)期交易偏差考核電費分享）等批發(fā)市場(chǎng)購電成本，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)應在零售合同中約定國家若出臺最新價(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算優(yōu)先級。

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(cháng)期合約電量、價(jià)格及曲線(xiàn)。對核電應用政府授權單向差價(jià)合約機制，即按照年月中長(cháng)期市場(chǎng)交易均價(jià)與政府授權合約價(jià)格之差（為負置零）對授權合約電量進(jìn)行單向差價(jià)結算回收，其中授權合約電量為核電當月實(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(cháng)期市場(chǎng)交易均價(jià)按核電年度、多月、月度成交電量比例，分別應用市場(chǎng)年度、多月、月度中長(cháng)期交易均價(jià)加權計算得到。政府授權合約差價(jià)電費由全體工商業(yè)用戶(hù)按照當月實(shí)際電量分享。當年月中長(cháng)期市場(chǎng)交易均價(jià)低于市場(chǎng)參考價(jià)時(shí)，核電機組按照核定上網(wǎng)電價(jià)、年月中長(cháng)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k（暫取0.85）執行變動(dòng)成本補償機制。對核電機組執行發(fā)電側中長(cháng)期交易偏差考核，其中核電機組的中長(cháng)期交易偏差考核系數為1.1。

在滿(mǎn)足系統安全和電力平衡的基礎上，按照多發(fā)滿(mǎn)發(fā)原則安排核電機組發(fā)電計劃。

（二）新能源參與市場(chǎng)化交易。

根據廣東電力市場(chǎng)配套實(shí)施細則等有關(guān)規定，110kV及以上電壓等級的新能源按“基數電量+市場(chǎng)電量”方式參與市場(chǎng)，新能源實(shí)際上網(wǎng)電量與基數電量、中長(cháng)期電量之差按照現貨節點(diǎn)電價(jià)進(jìn)行偏差結算。其中220kV及以上電壓等級新能源場(chǎng)站，中長(cháng)期電量（含綠電電能量中長(cháng)期）不足當日實(shí)際上網(wǎng)電量的90%部分，與當日實(shí)際上網(wǎng)電量的70%取小后，視為基數電量；110kV電壓等級新能源場(chǎng)站，中長(cháng)期電量（含綠電電能量中長(cháng)期）不足當日實(shí)際上網(wǎng)電量的90%部分，視為基數電量；2025年1月1日起新建并網(wǎng)的110kV及以上電壓等級的集中式光伏，中長(cháng)期電量（含綠電電能量中長(cháng)期）不足當日實(shí)際上網(wǎng)電量的90%部分，與當日實(shí)際上網(wǎng)電量的50%取小后，視為基數電量；基數電量按實(shí)際上網(wǎng)電量曲線(xiàn)分解到小時(shí)，以批復上網(wǎng)電價(jià)結算。對新能源場(chǎng)站中長(cháng)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(cháng)期交易偏差考核，考核系數取1.0。

對現貨新能源因日前短期功率預測導致實(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，以節點(diǎn)日前、實(shí)時(shí)價(jià)格之差按小時(shí)計算新能源日前實(shí)時(shí)偏差費用，以月為單位、正負互抵后對新能源機組進(jìn)行回收，相關(guān)費用由市場(chǎng)煤電、氣電機組按照上網(wǎng)電量進(jìn)行分享。

（三）獨立儲能參與市場(chǎng)化交易。

按照新型儲能參與市場(chǎng)化交易有關(guān)方案和實(shí)施細則規定，持續推動(dòng)獨立儲能試點(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)展電能量電費結算。

（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)施細則規定，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)展電能量電費結算。視市場(chǎng)運行情況，逐步擴大抽水蓄能參與市場(chǎng)交易規模，并研究?jì)?yōu)化出清、考核等機制。

（五）虛擬電廠(chǎng)參與市場(chǎng)化交易試點(diǎn)。

按照《廣東省虛擬電廠(chǎng)參與電力市場(chǎng)交易實(shí)施方案》等有關(guān)要求，推動(dòng)可調節負荷、分布式電源、用戶(hù)側儲能等資源聚合形成虛擬電廠(chǎng)，積極參與電能量、需求響應、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)化需求響應交易、電力輔助服務(wù)市場(chǎng)建設以及銜接機制等。