12月3日，广东省能源局发布关于做好2026年电力市场年度交易工作的通知，通知指出，2026年广东电力市场规模约6800亿千瓦时，年度交易规模上限4200亿千瓦时，根据市场用户2026年用电需求比例分解至各月。年度交易包括双边协商交易、挂牌交易、集中竞争交易等交易品种，不同交易品种多轮次交替开展。

原文如下：

广东省能源局关于做好2026年电力市场年度交易工作的通知

各地级以上市发展改革局（委），广州市工业和信息化局，惠州市能源和重点项目局，广东电网公司、深圳供电局有限公司、南方电力调度控制中心、广州电力交易中心、广东电力交易中心，各经营主体：

为做好2026年广东电力市场工作，确保电力市场交易平稳有序开展，促进优化资源配置，保障电力安全稳定供应，结合国家2026年电力市场建设要求和我省实际，经会同有关方面认真研究，现将2026年度电力市场交易有关事项通知如下：

一、年度交易规模

2026年广东电力市场规模约6800亿千瓦时，年度交易规模上限4200亿千瓦时，根据市场用户2026年用电需求比例分解至各月。年度交易包括双边协商交易、挂牌交易、集中竞争交易等交易品种，不同交易品种多轮次交替开展。

（一）发电侧年度交易电量上限。

1.燃煤、燃气机组。各发电机组的年度交易电量上限根据广东电力市场中长期交易有关规则计算，并按照广东省能源局、国家能源局南方监管局印发《关于严肃发电调度纪律 强化运行调度管理工作的通知》（粤能电力〔2021〕82号）相关要求，应用机组有效容量。具体如下：

燃煤、燃气机组年度交易分月电量上限=年度交易分月平均小时数×容量系数×机组有效容量×[k0－k1×（机组发电煤耗－全省分月平均发电煤耗）/全省分月平均发电煤耗]

年度交易分月平均小时数=（年度电量分月规模-核电年度市场电量分月规模-新能源年度交易分月电量上限）/[Σ分月机组有效容量（不含核电机组和新能源交易单元）×容量系数]

机组有效容量=机组装机容量×（全年天数-Σ分月全厂等效非计划停运天数）/全年天数。其中，参与市场交易的地调机组及2026年投产机组的有效容量等于额定容量；各机组有效容量下限为装机容量的85%，仅用于年度交易上限计算，不用于月度交易；分月全厂等效非计划停运天数=（Σ单机容量×单机非停天数+Σ单机容量×延期投产天数）/全厂容量，根据较承诺投产时间滞后的影响天数和能源监管机构考核的非计划停运统计数据进行计算，全年统计周期为2024年11月至2025年10月；投产时间晚于2024年11月1日的机组，全年天数按承诺投产月的次月1日到2025年10月31日计算。

综合应用2025年实际发电、近五年全省燃煤平均发电小时数等因素，确定各类型机组容量系数。

——常规机组。常规燃煤机组取1.0，常规9E及以下燃气机组取0.31，常规9F及以上燃气机组取0.48，大鹏一期机组取0.52。

2026年新投产机组（附件1）容量系数按对应类型常规机组设置，参与交易的原地调燃煤机组的容量系数参考常规燃煤机组设置，参与交易的原地调燃气机组容量系数参考常规9E燃气机组设置。

——供热机组。按照全厂平均实际热电比阶梯化设置容量系数如下：

热电比大于等于30%的燃气机组：取0.67；热电比大于等于10%、小于30%的燃气机组：取0.63；热电比小于10%的燃气机组：视同常规燃气机组，9F、9E燃气机组分别取0.48、0.31。

热电比大于等于30%的燃煤机组：取1.03；热电比小于30%的燃煤机组，装机容量系数视同常规燃煤机组，取1.0。

2026年新投产供热机组容量系数参照热电比小于10%的燃气机组及热电比小于30%的燃煤机组设置。

——其他机组。自备电厂、不直接参与交易的地调燃煤、燃气机组不参与年度电量上限计算。

以上容量系数同样应用于2026年月度交易。

2.新能源交易单元。新能源交易单元年度交易分月电量上限=近三年同期月份该类型机组平均发电小时数×装机容量×（1-新能源交易单元机制电量比例）。2026年计划投产新能源项目按照计划投产时间的次月安排电能量交易上限（附件2）。广东电力交易中心每月根据交易单元实际投产容量开展校核，因投产容量不及预期导致已成交电量超过实际投产容量对应上限的，对交易单元的每笔合同进行等比例削减，相关责任由交易双方自行协商解决。

3.核电机组。核电机组参考核电近三年平均发电水平，以全厂全电量7500小时作为年度基准值，共安排312亿千瓦时作为岭澳核电4台机组和阳江核电6台机组年度市场电量上限，将考虑各机组计划检修后的年可发上网电量按比例分配至各机组、月可发电量按比例分解至各月。

4.新型主体。已注册参与电能量市场的独立储能、抽水蓄能、虚拟电厂可参与年度双边协商、挂牌和集中竞争交易，按照《广东省独立储能参与电能量市场交易细则（试行）》《广东省抽水蓄能参与电力市场交易细则（试行）》《广东省虚拟电厂参与电能量交易实施细则（试行）》按月计算并设置独立储能的净合约量约束、累计交易量约束、分时合约量约束。

经营主体年度交易电量上限由广东电力交易中心会同广东省电力调度中心按照上述原则计算发布。对于因上限更新导致发电企业批发市场年度电量超过最终交易上限的，经营主体须自行调整交易电量，满足电量上限要求。逾期未调整完毕的，由广东电力交易中心按照双边协商、挂牌、集中竞争交易的优先顺序依次对各交易品种每笔交易的成交电量进行等比例削减，以削减后作为正式交易结果。

（二）用户侧年度交易电量上限。

售电公司2026年度交易分月电量上限为与其存在零售关系的电力用户2026年各分月的用电需求之和，且年度交易总量不得超过售电公司资产总额及履约担保对应的电量规模。2026年用电需求根据2024年1月至2024年12月历史用电量考虑用电增长后确定，并根据年度交易期间每日零售关系计算更新。参与批发市场交易的电力大用户，其年度交易电量上限计算原则参照售电公司执行。

因历史用电量、零售关系变更导致已成交电量超过上限的，或年度交易电量超过资产总额及履约担保对应电量规模的，售电公司不得继续新增年度交易合同，需自行调整交易电量，满足电量上限要求。逾期未调整完毕的，由广东电力交易中心按照售电公司双边协商、挂牌、集中竞争交易的优先顺序依次对各交易品种每笔交易的成交电量进行等比例削减，以削减后作为正式交易结果。

二、年度交易组织

（一）年度双边协商交易。

年度双边协商交易按照“绝对价格+曲线”模式开展，合同需包含电量、绝对价格、自定义分解曲线和结算参考点（即用户侧统一结算点）等，由发、用电任意一方发起申报，另一方确认，确认后不可自主退回，交易正式成交。

鼓励经营主体根据现货市场价格签订分时电价年度合同，年度双边协商分时价格上下限参照现货价格上下限设置，每份年度合同成交均价不得超过年度交易价格上下限。年度双边协商交易中可提交浮动定价合同，浮动定价合同价格以年度双边协商交易均价为基准，按照比例或固定价格上下浮动，在年度双边协商交易结束后参与均价计算。

发电企业和售电公司在合同中约定联动一次能源价格或月度中长期交易价格条款的，相关内容应连同合同量价等信息一并提交至交易系统，作为后续月度调整双边协商交易合同价格的依据。

年度双边协商交易相关的市场价格统计时，同一集团发电企业、售电公司双边协商交易成交电量按照25%权重计算，后续视运行情况进行调整。广东电力交易中心将同一集团发电企业、售电公司的关联关系在组织年度交易前履行公示程序后执行，执行过程中如有变化，各企业应及时向广东电力交易中心报告变更情况。

（二）年度挂牌交易。

年度挂牌交易按照挂摘牌模式申报，结算参考点为用户侧统一结算点，挂牌电量按照经营主体自定义曲线分解至小时，挂牌价格可提交统一电价或分时电价，挂牌均价不得超过年度交易价格上下限。

（三）年度集中竞争交易。

年度集中竞争交易按照集中竞价+滚动撮合模式开展，结算参考点为用户侧统一结算点，按照各月的峰段、平段、谷段分别组织36个交易标的，各标的月分日电量按照市场购电用户负荷典型曲线分解，日分时曲线按照峰、平、谷各时段内均分至小时，峰谷时段按照《关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知》（粤发改价格〔2021〕331号）规定执行。年度集中竞争交易各标的交易价格不得超过年度交易价格上下限。

三、年度交易要求

（一）交易安排。

年度交易时间以广东电力交易中心发布的交易通知为准。年度交易中，发电企业、发电类虚拟电厂只可作为市场合约卖方参加交易，售电公司、用电类虚拟电厂只可作为市场合约买方参加交易，独立储能、抽水蓄能可同时作为合约的买方、卖方参加交易。经营主体应根据自身实际用电需求签订合同分解曲线。相关交易参数见附件3。

（二）合同签订。

年度双边协商交易期间，交易双方完成申报确认时，由交易系统生成电子合同文本，交易双方在12月30日前通过交易系统完成电子合同签订手续，逾期未完成合同签订的，以广东电力交易中心发布的交易结果作为执行依据。年度挂牌交易和年度集中竞争交易不通过交易系统签订电子合同，以广东电力交易中心发布的交易结果作为执行依据。

（三）交易系统。

经营主体在广东电力交易系统（平台）开展年度双边协商、挂牌、集中竞争等市场交易，广东电力交易中心要进一步做好广东电力交易系统（平台）维护优化工作，确保市场交易安全可靠。

（四）新投产燃煤、燃气机组参与年度交易要求。

对于符合准入标准且已纳入国家、省、市投产计划的机组，在开展年度交易时尚未投运的，可参加年度双边协商交易，不能参加年度挂牌交易、年度集中竞争交易。新投产机组按照签署骨干电源项目建设目标责任书的承诺投产时间次月开始安排年度交易电量上限和代购市场电量上限；已明确延迟到2027年及以后投产的新机组，不再安排2026年度交易电量上限和代购市场电量上限；未按期投产的机组，承诺投产月份至实际入市期间的市场化电量不予执行、不能转让，相关责任由交易双方自行协商解决。机组较承诺投产时间滞后的天数（包括跨年度滞后到2027年及以后投产的机组）纳入下一年度交易有效容量计算。

四、核电机组电量

（一）实发电量调度原则。

核电市场化机组（岭澳和阳江核电）在满足系统安全和电力平衡的基础上，按照多发、满发原则安排日调度计划，分月电量不作为调度执行依据；起步阶段，核电作为边界参与现货市场出清，其偏差电量按现货市场价格结算。核电非市场机组（襟岛、大亚湾、太平岭核电）的调度原则与市场机组保持一致。

当出现以下场景时，在充分考虑火电机组调节能力和确保安全的情况下，可根据系统运行需要安排核电减载乃至停机配合，并以公有信息方式按周进行信息披露：

系统安全需要。包括安全稳定断面越限、配合低负荷期频率稳定控制或调压需要等。

电力平衡需要。包括节假日、强降雨和台风等极端天气影响期、配合可再生能源消纳等调峰需要。

（二）市场交易机制。

参考核电近三年平均发电水平，按照全电量7500小时作为年度基准值，其中312亿千瓦时作为年度交易电量上限，其余电量作为基数电量，将考虑各机组计划检修后的年可发上网电量按比例分配至各机组，将考虑各机组计划检修后的月可发上网电量按比例分解至各月（见附件4）。年度小时数基准值不作为物理约束。

五、年度绿电双边协商交易

具备可交易绿证核发资格的集中式新能源发电主体与售电公司、直接参与绿电批发交易的电力用户可参与年度绿电双边协商交易。

（一）交易上限。

各交易单元的年度交易电量按以下方法计算：

电能量可交易电量上限=近三年同期月份该类型机组平均发电小时数×装机容量×（1-新能源交易单元机制电量比例）。

绿证（绿色环境价值）可交易电量上限=近三年同期月份该类型机组平均发电小时数×装机容量×（1-新能源交易单元机制电量比例）。

开展绿电交易时，售电公司、市场购电批发用户及新能源发电主体绿电电能量部分与常规电能量交易共用上限。

（二）交易模式。

新能源发电主体与售电公司（或直接参与绿电批发交易的电力用户）可在绿电双边协商交易中同时交易电能量、绿证（绿色环境价值），需在合约中约定电能量及绿证（绿色环境价值）的交易价格、交易电量、分解曲线以及绿证（绿色环境价值）偏差结算价格系数等要素。

年度绿电双边协商交易可提交浮动定价合同，浮动定价合同的电能量价格与绿证（绿色环境价值）价格以年度绿电双边协商交易的电能量均价与绿证（绿色环境价值）均价为基准，按照比例或固定价格上下浮动，在年度绿电双边协商交易结束后参与年度绿电双边协商交易均价计算。

（三）合同签订。

年度绿电双边协商交易期间，交易双方完成申报确认时，由交易系统生成电子合同文本，交易双方在12月30日前通过交易系统完成电子合同签订手续，逾期未完成合同签订的，以广东电力交易中心发布的交易结果作为执行依据。

六、电网代购市场电量

采用挂牌交易的模式组织代购市场电量交易。将电网企业预测的年度及分月代购市场电量规模，乘以上限系数后作为挂牌电量，按照燃煤、燃气机组年度分月市场交易电量上限占比安排至各市场机组，作为其参与代购电量市场交易上限。

对于作为市场代购电源的地调热电联产火电机组，原则上按照“以热定电”原则安排发电；省内自备电厂煤机优先满足自备生产所需负荷，余量部分根据系统运行需要安排发电；煤电应急备用电源按照相关规定调用发电时，调用时段电量电价按同时段最短周期电力市场交易电价水平确定。

七、其他事项

（一）各相关发电企业要在确保安全情况下，加快推动在建骨干电源项目建成投产。对于机组实际投产时间晚于省下达的在建骨干电源投产计划时间要求的，调度机构应将在建骨干电源投产计划时间要求作为应投产时间纳入有效容量计算。

（二）鲤鱼江电厂转供湖南期间，保留省内市场机组资格，仅限参与发电合同出让交易，按照必停机组参与现货市场出清，视同实际上网电量为零、市场代购电量为零进行结算，并按省内市场规则参与分摊。

（三）2026年按相关政策要求退役关停、发电业务许可证到期等机组，其市场化交易电量和代购电量处理按照有关市场规则执行。

附件：1.2025年12月—2026年广东省骨干电源投产计划

2.2025年12月—2026年110kV及以上新能源投产清单

3.2026年度交易基本参数表

4.2026年核电市场机组分月基数电量表

广东省能源局

2025年12月3日