廣東省能源局發布關于做好2026年電力市場年度交易工作的通知
2025.12.0412月3日，廣東省能源局發布關于做好2026年電力市場年度交易工作的通知，通知指出，2026年廣東電力市場規模約6800億千瓦時，年度交易規模上限4200億千瓦時，根據市場用戶2026年用電需求比例分解至各月。年度交易包括雙邊協商交易、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展。
原文如下：
廣東省能源局關于做好2026年電力市場年度交易工作的通知
各地級以上市發展改革局（委），廣州市工業和信息化局，惠州市能源和重點項目局，廣東電網公司、深圳供電局有限公司、南方電力調度控制中心、廣州電力交易中心、廣東電力交易中心，各經營主體：
為做好2026年廣東電力市場工作，確保電力市場交易平穩有序開展，促進優化資源配置，保障電力安全穩定供應，結合國家2026年電力市場建設要求和我省實際，經會同有關方面認真研究，現將2026年度電力市場交易有關事項通知如下：
一、年度交易規模
2026年廣東電力市場規模約6800億千瓦時，年度交易規模上限4200億千瓦時，根據市場用戶2026年用電需求比例分解至各月。年度交易包括雙邊協商交易、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展。
（一）發電側年度交易電量上限。
1.燃煤、燃氣機組。各發電機組的年度交易電量上限根據廣東電力市場中長期交易有關規則計算，并按照廣東省能源局、國家能源局南方監管局印發《關于嚴肅發電調度紀律 強化運行調度管理工作的通知》（粵能電力〔2021〕82號）相關要求，應用機組有效容量。具體如下：
燃煤、燃氣機組年度交易分月電量上限=年度交易分月平均小時數×容量系數×機組有效容量×[k0－k1×（機組發電煤耗－全省分月平均發電煤耗）/全省分月平均發電煤耗]
年度交易分月平均小時數=（年度電量分月規模-核電年度市場電量分月規模-新能源年度交易分月電量上限）/[Σ分月機組有效容量（不含核電機組和新能源交易單元）×容量系數]
機組有效容量=機組裝機容量×（全年天數-Σ分月全廠等效非計劃停運天數）/全年天數。其中，參與市場交易的地調機組及2026年投產機組的有效容量等于額定容量；各機組有效容量下限為裝機容量的85%，僅用于年度交易上限計算，不用于月度交易；分月全廠等效非計劃停運天數=（Σ單機容量×單機非停天數+Σ單機容量×延期投產天數）/全廠容量，根據較承諾投產時間滯后的影響天數和能源監管機構考核的非計劃停運統計數據進行計算，全年統計周期為2024年11月至2025年10月；投產時間晚于2024年11月1日的機組，全年天數按承諾投產月的次月1日到2025年10月31日計算。
綜合應用2025年實際發電、近五年全省燃煤平均發電小時數等因素，確定各類型機組容量系數。
——常規機組。常規燃煤機組取1.0，常規9E及以下燃氣機組取0.31，常規9F及以上燃氣機組取0.48，大鵬一期機組取0.52。
2026年新投產機組（附件1）容量系數按對應類型常規機組設置，參與交易的原地調燃煤機組的容量系數參考常規燃煤機組設置，參與交易的原地調燃氣機組容量系數參考常規9E燃氣機組設置。
——供熱機組。按照全廠平均實際熱電比階梯化設置容量系數如下：
熱電比大于等于30%的燃氣機組：取0.67；熱電比大于等于10%、小于30%的燃氣機組：取0.63；熱電比小于10%的燃氣機組：視同常規燃氣機組，9F、9E燃氣機組分別取0.48、0.31。
熱電比大于等于30%的燃煤機組：取1.03；熱電比小于30%的燃煤機組，裝機容量系數視同常規燃煤機組，取1.0。
2026年新投產供熱機組容量系數參照熱電比小于10%的燃氣機組及熱電比小于30%的燃煤機組設置。
——其他機組。自備電廠、不直接參與交易的地調燃煤、燃氣機組不參與年度電量上限計算。
以上容量系數同樣應用于2026年月度交易。
2.新能源交易單元。新能源交易單元年度交易分月電量上限=近三年同期月份該類型機組平均發電小時數×裝機容量×（1-新能源交易單元機制電量比例）。2026年計劃投產新能源項目按照計劃投產時間的次月安排電能量交易上限（附件2）。廣東電力交易中心每月根據交易單元實際投產容量開展校核，因投產容量不及預期導致已成交電量超過實際投產容量對應上限的，對交易單元的每筆合同進行等比例削減，相關責任由交易雙方自行協商解決。
3.核電機組。核電機組參考核電近三年平均發電水平，以全廠全電量7500小時作為年度基準值，共安排312億千瓦時作為嶺澳核電4臺機組和陽江核電6臺機組年度市場電量上限，將考慮各機組計劃檢修后的年可發上網電量按比例分配至各機組、月可發電量按比例分解至各月。
4.新型主體。已注冊參與電能量市場的獨立儲能、抽水蓄能、虛擬電廠可參與年度雙邊協商、掛牌和集中競爭交易，按照《廣東省獨立儲能參與電能量市場交易細則（試行）》《廣東省抽水蓄能參與電力市場交易細則（試行）》《廣東省虛擬電廠參與電能量交易實施細則（試行）》按月計算并設置獨立儲能的凈合約量約束、累計交易量約束、分時合約量約束。
經營主體年度交易電量上限由廣東電力交易中心會同廣東省電力調度中心按照上述原則計算發布。對于因上限更新導致發電企業批發市場年度電量超過最終交易上限的，經營主體須自行調整交易電量，滿足電量上限要求。逾期未調整完畢的，由廣東電力交易中心按照雙邊協商、掛牌、集中競爭交易的優先順序依次對各交易品種每筆交易的成交電量進行等比例削減，以削減后作為正式交易結果。
（二）用戶側年度交易電量上限。
售電公司2026年度交易分月電量上限為與其存在零售關系的電力用戶2026年各分月的用電需求之和，且年度交易總量不得超過售電公司資產總額及履約擔保對應的電量規模。2026年用電需求根據2024年1月至2024年12月歷史用電量考慮用電增長后確定，并根據年度交易期間每日零售關系計算更新。參與批發市場交易的電力大用戶，其年度交易電量上限計算原則參照售電公司執行。
因歷史用電量、零售關系變更導致已成交電量超過上限的，或年度交易電量超過資產總額及履約擔保對應電量規模的，售電公司不得繼續新增年度交易合同，需自行調整交易電量，滿足電量上限要求。逾期未調整完畢的，由廣東電力交易中心按照售電公司雙邊協商、掛牌、集中競爭交易的優先順序依次對各交易品種每筆交易的成交電量進行等比例削減，以削減后作為正式交易結果。
二、年度交易組織
（一）年度雙邊協商交易。
年度雙邊協商交易按照“絕對價格+曲線”模式開展，合同需包含電量、絕對價格、自定義分解曲線和結算參考點（即用戶側統一結算點）等，由發、用電任意一方發起申報，另一方確認，確認后不可自主退回，交易正式成交。
鼓勵經營主體根據現貨市場價格簽訂分時電價年度合同，年度雙邊協商分時價格上下限參照現貨價格上下限設置，每份年度合同成交均價不得超過年度交易價格上下限。年度雙邊協商交易中可提交浮動定價合同，浮動定價合同價格以年度雙邊協商交易均價為基準，按照比例或固定價格上下浮動，在年度雙邊協商交易結束后參與均價計算。
發電企業和售電公司在合同中約定聯動一次能源價格或月度中長期交易價格條款的，相關內容應連同合同量價等信息一并提交至交易系統，作為后續月度調整雙邊協商交易合同價格的依據。
年度雙邊協商交易相關的市場價格統計時，同一集團發電企業、售電公司雙邊協商交易成交電量按照25%權重計算，后續視運行情況進行調整。廣東電力交易中心將同一集團發電企業、售電公司的關聯關系在組織年度交易前履行公示程序后執行，執行過程中如有變化，各企業應及時向廣東電力交易中心報告變更情況。
（二）年度掛牌交易。
年度掛牌交易按照掛摘牌模式申報，結算參考點為用戶側統一結算點，掛牌電量按照經營主體自定義曲線分解至小時，掛牌價格可提交統一電價或分時電價，掛牌均價不得超過年度交易價格上下限。
（三）年度集中競爭交易。
年度集中競爭交易按照集中競價+滾動撮合模式開展，結算參考點為用戶側統一結算點，按照各月的峰段、平段、谷段分別組織36個交易標的，各標的月分日電量按照市場購電用戶負荷典型曲線分解，日分時曲線按照峰、平、谷各時段內均分至小時，峰谷時段按照《關于進一步完善我省峰谷分時電價政策有關問題的通知》（粵發改價格〔2021〕331號）規定執行。年度集中競爭交易各標的交易價格不得超過年度交易價格上下限。
三、年度交易要求
（一）交易安排。
年度交易時間以廣東電力交易中心發布的交易通知為準。年度交易中，發電企業、發電類虛擬電廠只可作為市場合約賣方參加交易，售電公司、用電類虛擬電廠只可作為市場合約買方參加交易，獨立儲能、抽水蓄能可同時作為合約的買方、賣方參加交易。經營主體應根據自身實際用電需求簽訂合同分解曲線。相關交易參數見附件3。
（二）合同簽訂。
年度雙邊協商交易期間，交易雙方完成申報確認時，由交易系統生成電子合同文本，交易雙方在12月30日前通過交易系統完成電子合同簽訂手續，逾期未完成合同簽訂的，以廣東電力交易中心發布的交易結果作為執行依據。年度掛牌交易和年度集中競爭交易不通過交易系統簽訂電子合同，以廣東電力交易中心發布的交易結果作為執行依據。
（三）交易系統。
經營主體在廣東電力交易系統（平臺）開展年度雙邊協商、掛牌、集中競爭等市場交易，廣東電力交易中心要進一步做好廣東電力交易系統（平臺）維護優化工作，確保市場交易安全可靠。
（四）新投產燃煤、燃氣機組參與年度交易要求。
對于符合準入標準且已納入國家、省、市投產計劃的機組，在開展年度交易時尚未投運的，可參加年度雙邊協商交易，不能參加年度掛牌交易、年度集中競爭交易。新投產機組按照簽署骨干電源項目建設目標責任書的承諾投產時間次月開始安排年度交易電量上限和代購市場電量上限；已明確延遲到2027年及以后投產的新機組，不再安排2026年度交易電量上限和代購市場電量上限；未按期投產的機組，承諾投產月份至實際入市期間的市場化電量不予執行、不能轉讓，相關責任由交易雙方自行協商解決。機組較承諾投產時間滯后的天數（包括跨年度滯后到2027年及以后投產的機組）納入下一年度交易有效容量計算。
四、核電機組電量
（一）實發電量調度原則。
核電市場化機組（嶺澳和陽江核電）在滿足系統安全和電力平衡的基礎上，按照多發、滿發原則安排日調度計劃，分月電量不作為調度執行依據；起步階段，核電作為邊界參與現貨市場出清，其偏差電量按現貨市場價格結算。核電非市場機組（襟島、大亞灣、太平嶺核電）的調度原則與市場機組保持一致。
當出現以下場景時，在充分考慮火電機組調節能力和確保安全的情況下，可根據系統運行需要安排核電減載乃至停機配合，并以公有信息方式按周進行信息披露：
系統安全需要。包括安全穩定斷面越限、配合低負荷期頻率穩定控制或調壓需要等。
電力平衡需要。包括節假日、強降雨和臺風等極端天氣影響期、配合可再生能源消納等調峰需要。
（二）市場交易機制。
參考核電近三年平均發電水平，按照全電量7500小時作為年度基準值，其中312億千瓦時作為年度交易電量上限，其余電量作為基數電量，將考慮各機組計劃檢修后的年可發上網電量按比例分配至各機組，將考慮各機組計劃檢修后的月可發上網電量按比例分解至各月（見附件4）。年度小時數基準值不作為物理約束。
五、年度綠電雙邊協商交易
具備可交易綠證核發資格的集中式新能源發電主體與售電公司、直接參與綠電批發交易的電力用戶可參與年度綠電雙邊協商交易。
（一）交易上限。
各交易單元的年度交易電量按以下方法計算：
電能量可交易電量上限=近三年同期月份該類型機組平均發電小時數×裝機容量×（1-新能源交易單元機制電量比例）。
綠證（綠色環境價值）可交易電量上限=近三年同期月份該類型機組平均發電小時數×裝機容量×（1-新能源交易單元機制電量比例）。
開展綠電交易時，售電公司、市場購電批發用戶及新能源發電主體綠電電能量部分與常規電能量交易共用上限。
（二）交易模式。
新能源發電主體與售電公司（或直接參與綠電批發交易的電力用戶）可在綠電雙邊協商交易中同時交易電能量、綠證（綠色環境價值），需在合約中約定電能量及綠證（綠色環境價值）的交易價格、交易電量、分解曲線以及綠證（綠色環境價值）偏差結算價格系數等要素。
年度綠電雙邊協商交易可提交浮動定價合同，浮動定價合同的電能量價格與綠證（綠色環境價值）價格以年度綠電雙邊協商交易的電能量均價與綠證（綠色環境價值）均價為基準，按照比例或固定價格上下浮動，在年度綠電雙邊協商交易結束后參與年度綠電雙邊協商交易均價計算。
（三）合同簽訂。
年度綠電雙邊協商交易期間，交易雙方完成申報確認時，由交易系統生成電子合同文本，交易雙方在12月30日前通過交易系統完成電子合同簽訂手續，逾期未完成合同簽訂的，以廣東電力交易中心發布的交易結果作為執行依據。
六、電網代購市場電量
采用掛牌交易的模式組織代購市場電量交易。將電網企業預測的年度及分月代購市場電量規模，乘以上限系數后作為掛牌電量，按照燃煤、燃氣機組年度分月市場交易電量上限占比安排至各市場機組，作為其參與代購電量市場交易上限。
對于作為市場代購電源的地調熱電聯產火電機組，原則上按照“以熱定電”原則安排發電；省內自備電廠煤機優先滿足自備生產所需負荷，余量部分根據系統運行需要安排發電；煤電應急備用電源按照相關規定調用發電時，調用時段電量電價按同時段最短周期電力市場交易電價水平確定。
七、其他事項
（一）各相關發電企業要在確保安全情況下，加快推動在建骨干電源項目建成投產。對于機組實際投產時間晚于省下達的在建骨干電源投產計劃時間要求的，調度機構應將在建骨干電源投產計劃時間要求作為應投產時間納入有效容量計算。
（二）鯉魚江電廠轉供湖南期間，保留省內市場機組資格，僅限參與發電合同出讓交易，按照必停機組參與現貨市場出清，視同實際上網電量為零、市場代購電量為零進行結算，并按省內市場規則參與分攤。
（三）2026年按相關政策要求退役關停、發電業務許可證到期等機組，其市場化交易電量和代購電量處理按照有關市場規則執行。
附件：1.2025年12月—2026年廣東省骨干電源投產計劃
2.2025年12月—2026年110kV及以上新能源投產清單
3.2026年度交易基本參數表
4.2026年核電市場機組分月基數電量表
廣東省能源局
2025年12月3日
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