鏈接：《廣東省新能源發(fā)電市場投資建設(shè)與運營數(shù)據(jù)統(tǒng)計》
鏈接：《廣東省新能源市場投資建設(shè)與發(fā)展前景預(yù)測深度調(diào)研分析報告》
1總則
1.1為貫徹落實黨的二十大和二十屆二中、三中全會精神，加快推進全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)，按照《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》(發(fā)改價格〔2025〕136號）有關(guān)要求，建立健全適應(yīng)新能源發(fā)展的市場交易機制，平穩(wěn)推進風(fēng)電、光伏等新能源電量全部進入電力市場，制定本交易細則。
1.2省內(nèi)新能源場站（風(fēng)電、太陽能發(fā)電，下同)上網(wǎng)電量（含自發(fā)自用分布式新能源余量上網(wǎng)電量）全部進入電力市場。
1.3新能源參與電力市場方式分為:
(1）報量報價參與現(xiàn)貨市場，需具備接收并執(zhí)行電力調(diào)度機構(gòu)的有功功率控制指令和發(fā)電計劃曲線等能力。此時，可同時參與電能量中長期交易。220kV及以上電壓等級的中調(diào)及以上新能源場站全部報量報價參與現(xiàn)貨市場;有序推動滿足技術(shù)條件的110kV電壓等級的集中式新能源場站報量報價參與現(xiàn)貨市場,加快技術(shù)改造,2025年底前實現(xiàn)全部110kV電壓等級的集中式新能源場報量報價參與現(xiàn)貨市場。
(2）聚合為發(fā)電類虛擬電廠報量報價參與現(xiàn)貨市場，相關(guān)準入要求按照《廣東省虛擬電廠運營管理實施細則》《廣
東省虛擬電廠參與電能量交易實施細則》執(zhí)行。此時，可同時參與電能量中長期交易。
( 3）作為價格接受者參與現(xiàn)貨市場。此時，不能參與電能量中長期交易。
2電能量中長期交易2.1交易方向
新能源交易單元在年度交易、多月雙邊協(xié)商交易、交易標的為近月(M+1月)電量的多月集中競爭交易、月度交易中，只能作為合約賣方;在交易標的為遠月( M+2至M+4月）電量的多月集中競爭交易、發(fā)電合同轉(zhuǎn)讓、多日（周)交易中，可作為合約買方或賣方。
同一場次集中競爭交易中，新能源交易單元對同一標的只允許買入或賣出單向交易，以首筆成交方向為準。
2.2新能源交易電量約束
新能源月度凈合約量=工賣出標的月合約電量–買入標的月合約電量
新能源交易單元月度凈合約量上限=近三年同期月份該類型機組平均發(fā)電小時數(shù)×裝機容量×ri
r=1-新能源交易單元機制電量比例
新能源交易單元月度凈合約量下限為0。
按照新能源納入機制電價的電量初期不再開展其他形式的差價結(jié)算的要求，現(xiàn)階段納入機制電價的電量不參與中長期交易，r按1扣減新能源交易單元機制電量比例計算得到;上述新能源交易單元裝機容量取機組注冊容量，對于一
個新能源場站（項目）拆分成多個交易單元或多個機組（場站、項目）合并成一個交易單元等特殊情形的，各交易單元對應(yīng)的容量累計值與機組注冊容量一致，機制電量比例按對應(yīng)新能源項目容量加權(quán)計算得到;新投產(chǎn)新能源交易單元考慮投產(chǎn)日期計算其月度凈合約量上限。
新能源交易單元累計交易量約束、分時凈合約量約束、可申報電量約束按照《廣東電力市場中長期電能量交易實施細則( 2025年修訂)》相關(guān)要求執(zhí)行。
3現(xiàn)貨電能量交易
3.1申報價格上下限
報量報價參與現(xiàn)貨市場的新能源交易單元以及聚合為發(fā)電類虛擬電廠，申報價格上限取當(dāng)月尖峰電能量價格，其中當(dāng)月尖峰電能量價格按照當(dāng)月年度、多月、月度中長期交易綜合價乘以峰段系數(shù)f1、尖峰系數(shù)確定。
燃煤、燃氣機組電能量申報價格上限按《廣東電力市場現(xiàn)貨電能量交易實施細則(2025年修訂)》計算后，與當(dāng)月尖峰電能量價格取大確定。
現(xiàn)貨市場申報價格下限按照省價格主管部門規(guī)定的參數(shù)執(zhí)行。
3.2出清價格上下限
現(xiàn)貨市場出清價格上下限按照省價格主管部門規(guī)定的參數(shù)執(zhí)行。
3.3交易出清方式
報量報價參與現(xiàn)貨市場的新能源交易單元、聚合為發(fā)電
類虛擬電廠、作為價格接受者參與現(xiàn)貨市場的新能源交易單元，公平參與實時市場。加快實現(xiàn)自愿參與日前市場。
現(xiàn)階段，報量報價參與現(xiàn)貨市場的新能源交易單元、聚合后為發(fā)電類虛擬電廠，全部參與日前市場，按照《廣東電力市場現(xiàn)貨電能量交易實施細則( 2025年修訂)》、雙邊交易相關(guān)方案及細則要求，申報報價信息、短期功率預(yù)測曲線及超短期功率預(yù)測曲線，其申報信息納入日前出清、可靠性機組組合。
4電能量電費結(jié)算
4.1報量報價參與市場交易的新能源交易單元
報量報價參與市場交易的新能源交易單元，由交易中心負責(zé)按照廣東電力現(xiàn)貨市場規(guī)則體系開展日清月結(jié)工作，其電能量電費包含中長期合約電能量電費R中長期合約、日前市場偏差電能量電費R目前、實時市場偏差電能量電費R實時、中長期合約阻塞電費R中長期合約阻塞、分攤電費R這r及返還電費R分攤·
(1）中長期合約電費結(jié)算
新能源交易單元按照中長期合約分時電量和合約價格計算全電量電費。公式為:
R中長期合約—2(Q中長期合約,t>P中長期合約,t )其中:
R中長期合約為新能源交易單元中長期合約電能量電費;中長期合約,t為新能源交易單元t時段中長期合約電量;Р中長期合約,t為新能源交易單元t時段中長期合約價格。(2）日前市場偏差電費
新能源交易單元根據(jù)日前市場出清電量與中長期合約電量之間的差額，以曰前市場節(jié)點電價計算偏差電費。公式為:
R日w=>(Q日前t一Q中長期凈合約,t ）xP日前,t其中:
Rüw為新能源交易單元日前市場偏差電能量電費;日前t為新能源交易單元日前市場t時段出清電量;中長期凈合約,t為新能源交易單元t時段中長期凈合約電量;P日前,t為新能源交易單元所在節(jié)點日前市場t時段結(jié)算電價。
( 3）實時市場偏差結(jié)算
新能源交易單元根據(jù)實際分時上網(wǎng)電量與日前市場出清的分時電量之間的差額，以及實時市場節(jié)點電價計算偏差電費。公式為:
R實時=2[(Q上網(wǎng),t-Q日w,t）×P實時,t]其中:
Rg:為新能源交易單元實時市場偏差電能量電費;上網(wǎng).,t為新能源交易單元實時市場t時段上網(wǎng)電量;日w,t為新能源交易單元日前市場t時段出清電量;Pxg;t為新能源交易單元所在節(jié)點實時市場t時段結(jié)算價格。
( 4）中長期合約阻塞電費結(jié)算
新能源交易單元中長期合約阻塞電費按照中長期分時凈合約電量，以日前市場節(jié)點電價和日前市場統(tǒng)一結(jié)算點電
價的差值結(jié)算，計算公式為:
R中長期合約阻塞—>[Q中長期凈合約,t~(P日前,t 一Р日前統(tǒng)一,t)]其中:
R中長期合約阻塞為新能源交易單元中長期合約阻塞電費;Q中長期凈合約,t為新能源交易單元t時段中長期分時凈合約電量;
P目前,t為日前市場新能源交易單元所在節(jié)點的t時段結(jié)算電價;
P日前統(tǒng)―,t為日前市場t時段統(tǒng)一結(jié)算點電價。(5）新能源阻塞分配（返還）機制
對報量報價參與市場交易的新能源交易單元，按照當(dāng)月實際上網(wǎng)電量的一定比例計算阻塞分配電量，根據(jù)實際上網(wǎng)電量曲線分解至小時，以同類型報量報價參與市場交易的新能源交易單元實時市場加權(quán)均價與所在節(jié)點實時電價之差計算阻塞分配（返還）電費。上述阻塞分配（返還）費用之和按新能源類型（海上風(fēng)電、其他風(fēng)電、光伏）分別由對應(yīng)類型的報量報價參與市場交易的新能源交易單元按照月度實際上網(wǎng)電量分攤或分享。
燃煤、燃氣、核電機組繼續(xù)按照《廣東電力現(xiàn)貨市場結(jié)算實施細則(2025年修訂)》第9.4.2條計算阻塞分配（返還)電費，阻塞分配（返還）費用由燃煤、燃氣、核電機組按照實際月度上網(wǎng)電量（核電機組為月度上網(wǎng)電量扣減轉(zhuǎn)讓前基數(shù)電量，為負時置零，下同）比例分攤或分享。
(6）中長期交易偏差考核
新能源交易單元不再執(zhí)行中長期交易偏差考核，不再納入用戶側(cè)偏差考核電費分享主體范圍。用戶側(cè)中長期交易偏差考核的比例要求D1適當(dāng)下調(diào)。
(7）其他分攤及返還費用
新能源交易單元不再執(zhí)行變動成本補償機制，不計算系統(tǒng)運行補償及啟動補償。
新能源交易單元按照《廣東電力市場現(xiàn)貨結(jié)算實施細則( 2025年修訂)》計算新能源功率預(yù)測偏差考核電費、實時發(fā)電計劃執(zhí)行偏差費用返還、日前實時偏差收益回收;發(fā)用電不平衡費用、市場阻塞盈余、機組代購市場電量轉(zhuǎn)讓阻塞盈余分攤等電費按照相關(guān)機制分攤分享。
發(fā)電類虛擬電廠參照執(zhí)行。
4.2接受市場形成價格的新能源電能量電費結(jié)算
接受市場形成價格的新能源，以所在節(jié)點實時市場分時電價計算電能量電費。初期，接受市場形成價格的新能源上網(wǎng)電量可作為代理購電用戶采購來源，相關(guān)電能量電費納入代理購電用戶的采購成本。研究推動接受市場形成價格的新能源上網(wǎng)電量作為市場購電用戶電量采購來源。
當(dāng)新能源分時計量數(shù)據(jù)缺失、錯誤或不可用時，由電網(wǎng)企業(yè)提供電量擬合數(shù)據(jù)用于市場化結(jié)算。擬合辦法詳見附件，并結(jié)合市場運行實際動態(tài)完善
4.3其他電費
新能源可持續(xù)發(fā)展價格機制差價電費由電網(wǎng)公司按照相關(guān)規(guī)則開展結(jié)算。
5綠電交易結(jié)算5.1交易電量約束
新能源項目參與綠電交易，交易標的屬于未來月份的，電能量部分與常規(guī)中長期交易共用月度凈合約量、月度累計交易量約束，綠電雙邊協(xié)商交易綠證（綠色環(huán)境價值）部分交易電量約束為:
綠證（綠色環(huán)境價值）可交易電量上限=（新能源項目類型裝機容量×近三年同期月份同類型機組平均發(fā)電小時數(shù)×ri)）–綠電交易已成交當(dāng)月電量。
5.2綠證（綠色環(huán)境價值）電費結(jié)算
綠電交易電能量電費和綠證（綠色環(huán)境價值）電費分開計算，納入可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的電量不重復(fù)獲得綠證收益，其中綠證（綠色環(huán)境價值)結(jié)算電量按下述方式確定:5.2.1 2026年起的綠電交易合約，根據(jù)可再生發(fā)電主體交易單元的實際發(fā)電量扣減機制電量后與綠電合同電量的大小關(guān)系來確定綠電合同的綠證(綠色環(huán)境價值)偏差結(jié)算電量。
( 1)依據(jù)發(fā)電主體交易單元第i筆可再生綠電合同電量合同i占該交易單元當(dāng)月所有綠電合同電量Q總公同的比例，分解該交易單元當(dāng)月實際上網(wǎng)電量扣減機制結(jié)算電量后的剩余部分，作為該筆合同對應(yīng)的扣減機制電量后剩余實際發(fā)電量Q發(fā)電i。
Q發(fā)電i=(Q合司i/Q總合同)×Q上網(wǎng)×ri
(2)當(dāng)?shù)趇筆綠電合同對應(yīng)的扣減機制電量后剩余實際發(fā)電量Q發(fā)電i小于合同電量Q合司i時,該筆合同需結(jié)算綠證(綠
色環(huán)境價值）偏差電量Q偏差io
Q偏差i=Q發(fā)電i-Q合同i
標的月份為過去月份的綠電集中交易合同、省級賬戶掛
牌綠電交勿合山人同電量О合同i與綠證（綠色個觀
偏差電量Q偏差i之和作為第i筆綠電合同的綠電結(jié)算電量。
5.2.2 2025年6月-12月的綠電交易合約，繼續(xù)按照《廣東省可再生能源交易規(guī)則（試行)》(廣東交易〔2023〕 228號）第四十八條至第五十二條開展綠證（綠色環(huán)境價值）電費結(jié)算，新能源項目在2025年差價結(jié)算的機制電量不超過實際上網(wǎng)電量扣減綠電結(jié)算電量。
綠電交易及結(jié)算具體按最新廣東省可再生能源交易規(guī)則執(zhí)行。
發(fā)電類虛擬電廠參照執(zhí)行。6其他事項
6.1根據(jù)本指引自動更新《廣東電力市場電能量交易實施細則( 2025年修訂)》《廣東電力市場現(xiàn)貨電能量交易實施細則(2025年修訂)》《廣東電力市場現(xiàn)貨結(jié)算實施細則(2025年修訂)》。
6.2.本指引自2025年X月1日起實施。
原文如下：