最高0.554元/千瓦时 广东明确新能源电站入市交易价格

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》，通知提出：2025年广东电力市场规模约为6500亿千瓦时，包括直接参与市场交易电量和电网企业代理购电电量。

在市场准入条件中，通知表示：

220kV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；

有序推动满足技术条件（具备接收并执行电力调度机构的有功功率控制指令和发电计划曲线等）的110kV 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；

要加快技术改造，2025年底前实现全部 110kV 电压等级的集中式风电场站、光伏电站参与市场交易。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，原则上按实际上网电量的50%安排基数电量。

并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。参加绿电交易的发电企业准入条件按广东可再生能源交易规则执行。独立储能、抽水蓄能、虚拟电厂准入条件按相关方案和细则执行。长期不具备发电能力的电厂不进入市场。

在中长期年度交易安排中，2025年，按照目前用户侧市场注册情况，并考虑年用电量500万千瓦时及以上的电网代购用户直接参与市场，安排发电侧年度交易规模上限3800 亿千瓦时；若新增市场购电用户超预期增长，则适当增加年度交易规模。

交易价格按照“基准价+上下浮动”的原则，根据燃煤基准价 0.453 元/千瓦时上下浮动 20%形成年度交易成交均价上下限。2025 年，市场参考价为 0.463 元/千瓦时，年度交易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。

在现货市场方面，根据机组实际上网电量（或市场电量）和度电补偿标准，计算燃煤、燃气、风电、光伏和核电等发电企业变动成本补偿金额，度电补偿标准为机组批复上网电价（不含补贴）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政府最新价格政策文件执行。发电侧变动成本补偿由全体工商业用户按月度实际用电量比例共同承担。

在零售交易模式下，还分为电能量交易模式（按照“固定价格+联动价格+浮动费用”的模式，开展零售合同签订）和绿电交易模式（按照“固定价格+联动价格+偏差费用”的模式，开展绿电零售合同签订）。

绿电交易模式：按照“固定价格+联动价格+偏差费用”的模式，开展绿电零售合同签订，具体包括：

固定价格。上限为0.05元/千瓦时，下限为0元/千瓦时。

联动价格。联动价格为绿电批发市场绿证（绿色环境价值）月度均价。

偏差费用。偏差费用按照绿证（绿色环境价值）偏差电量与偏差价格计算。

上述模式中，固定价格电量与联动价格电量之和不得大于电力用户当月实际用电量的1.2倍。售电公司与电力用户可在合同中对偏差电量约定考核费用，考核系数上限为0.2，下限为0。

业内人士表示，广东2025年电力市场交易方案，对此前电力交易乱象有所约束，平衡市场波动。市场不必对“降电价”过分担忧，随着电力市场建设的完善，最终会形成在考虑综合成本基础上反映真实电力商品价值的电价。