广东修订电力市场细则：独立储能报量报价/报量不报价参与现货；中长期设申报/成交价上下限

储能与电力市场

2025-04-07

导读：《关于发布广东电力市场配套实施细则（2025年修订）的通知》

储能与电力市场获悉，近日，广东电力交易中心关于发布关于广东电力市场配套实施细则（2025年修订）的通知（广东交易〔2025〕69 号）。随通知下发五个配套细则：

《广东电力市场现货电能量交易实施细则（2025年修订）》

《广东电力市场中长期电能量交易实施细则（2025年修订）》

《广东电力现货市场结算实施细则（2025年修订）》

《广东电力市场信息披露管理实施细则（2025年修订）》

《广东电力市场注册实施细则（2025年修订）》

这一系文件对于广东电力现货市场、中长期市场的组织、出清、定价、结算、注册等等做出了详细的规定。

其中独立储能可“报量报价”或“报量不报价”参与电力现货市场电能量交易。

日前电能量市场出清及实时电能量市场出清需考虑多个约束条件，其中独立储能日前电能量市场出清方面的约束条件包括：充放电功率约束、荷电状态约束、运行日起始与结束荷电状态约束、充放电循环次数约束。

实时电能量市场出清方面的约束条件包括：充放电功率约束、荷电状态约束、小时内充放电状态约束、实时出清荷电状态约束。

细则指出，现阶段，南方区域调频、跨省电力备用辅助服务市场与广东现货电能量市场分开独立运行，采用分步出清的方式衔接。

电能量出清与调峰机制融合。当运行日存在负备用容量不满足备用要求或负荷平衡约束不满足的时段时，相应时段可启动深度调峰调用机制。独立储能交易单元按照《广东省独立储能参与电能量市场交易细则（试行）》计算“两个细则”深度调峰补偿费用。

批发市场主体，目前包括发电企业、售电公司、储能企业、抽水蓄能企业、批发用户等。批发市场采用“日清月结”模式，以小时为基本计算时段（具备条件的独立储能、抽水蓄能，以15分钟为基本计算时段），按日出具日清算临时结果；以月度为周期出具结算依据并开展电费结算，其中月度指自然月1日0时整至月末最后1日24时整。

发电侧、储能企业每小时的节点电价等于小时内每15分钟节点电价的算术平均值；具备条件的独立储能、抽水蓄能，按每15分钟节点电价参与结算。

电力市场现货电能量交易

日前电能量市场

《广东电力市场现货电能量交易实施细则（2025年修订）》提到，现阶段，采取“发电侧报量报价、用户侧报量不报价” 的模式组织日前电能量市场交易，独立储能可按照“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货电能量交易。

在电力供应紧张、调峰或断面调控困难等时段，电力调度机构可根据系统运行需要要求独立储能按照“报量报价”方式参与，并于竞价日（D-1 日）11:45 前以特定信息披露。择机采取“发电侧报量报价、用户侧报量报价”的模式组织开展现货市场试点交易。

日前电能量市场采用全电量申报、集中优化出清的方式开展。独立储能交易单元还可自主选择申报运行日结束时刻期望达到的荷电状态（SOC）数值等。

所有独立储能交易单元需向所属电力调度机构提供运行参数，经所属电力调度机构审核批准后生效。如需变更，需通过运行参数变更管理流程进行更改。具体参数包括：额定容量（MWh）、额定充电/放电功率（MW）、最大允许/最小允许荷电状（%）、充放电能量转换效率、厂用电率。

参与电力现货市场，现阶段储能缺省申报的参数包括：电能量缺省报量报价曲线、缺省96点充放电出力计划曲线及缺省申报优先模式。

独立储能交易单元电能量报价上限取燃煤、燃气机组统一报价上限的较大值，启动分类型设置燃煤机组报价上限后取各类型机组报价上限的最大值，电能量报价下限按参数设置。

独立储能交易单元申报交易信息包括：

(1) 电能量报价：竞价日12:30前，独立储能交易单元申报运行日的报价信息，申报要求与本细则中电能量缺省报价的要求相同。

(2) 竞价日12:30前，独立储能交易单元申报运行日最后一个时段末期望达到的荷电状态（SOC）数值、96点充放电出力计划曲线和申报优先模式。

(3) 独立储能交易单元的启动费用、最小可调出力费用、最小连续开机/停机时间默认按0处理。

日前电能量市场出清需考虑多个约束条件，其中独立储能方面的约束条件有：充放电功率约束、荷电状态约束、运行日起始与结束荷电状态约束、充放电循环次数约束。

发电侧定价：日前电能量市场出清形成每15分钟的节点电价，每小时内4个15分钟的节点电价的算术平均值，计为该节点每小时的平均节点电价。日前电能量市场中，市场机组以机组所在节点的小时平均节点电价作为相应时段的结算价格。

用户侧定价：日前电能量市场中，售电公司和批发用户以每小时的用户侧统一电价作为相应时段的结算价格。若储能主体按电费计算时段为小时，用户侧统一电价按照下式计算：

若储能主体按电费计算时段为15分钟，用户侧统一电价按照下式计算：

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实时电能量市场

电力调度机构在系统实际运行前15分钟开展实时电能量市场交易出清。

实时电能量市场出清需考虑多个约束条件，其中独立储能方面的约束条件有：充放电功率约束、荷电状态约束、小时内充放电状态约束、实时出清荷电状态约束。

实时电能量市场采用节点电价定价机制。实时电能量市场出清形成每15分钟的节点电价，每小时内4个15分钟的节点电价的算术平均值，计为该节点每小时的平均节点电价。

实时电能量市场采用事前定价方式，即结算价格为实时电能量市场的事前出清价格，结算电量为实际发、用电量。

区域电力市场与广东现货电能量市场的衔接方式

现阶段，南方区域调频、跨省电力备用辅助服务市场与广东现货电能量市场分开独立运行，采用分步出清的方式衔接。

当发电机组每小时生产运行所产生的成本费用（或发电机组报价费用）与发电机组在现货电能量市场中的收益之差大于零时，根据两者之差及现货正偏差结算电量占小时总上网电量的比例计算发电机组系统运行补偿费用，单独计算和补偿启动费用。在市场结算环节对相关补偿费用进行补偿。

发电机组系统运行补偿费用以小时为单位进行计算，核电、新能源经营主体暂不计算系统运行补偿费用。独立储能系统运行补偿具体实施办法另行制定。

调峰方面，电能量出清与调峰机制融合。鼓励燃煤机组开展灵活性改造、降低最小稳定技术出力，完成改造并具备运行条件的，由能源监管机构核定后，按照新的最小稳定技术出力常态参与现货电能量交易出清。允许具备在最小稳定技术出力以下一定范围内平稳运行条件的燃煤机组，按月自主选择将首段报价出力区间起点调整为低于最小稳定技术出力的最小可调出力（发电企业自主申报），并将最小稳定技术出力作为首段报价出力终点，在日前市场申报最小可调出力费用，在调度机构预测的系统存在深度调峰缺口时段参与现货电能量交易出清，其余时段按最小稳定技术出力参与现货电能量交易出清。

当运行日存在负备用容量不满足备用要求或负荷平衡约束不满足的时段时，相应时段可启动深度调峰调用机制。深度补偿费用按照南方区域“两个细则”的相关规定计算燃煤机组的深度调峰补偿费用。独立储能交易单元按照《广东省独立储能参与电能量市场交易细则（试行）》计算“两个细则”深度调峰补偿费用。

电力中长期交易

《广东电力市场中长期电能量交易实施细则（2025年修订）》提到，参与中长期交易的经营主体包括符合准入条件并完成准入注册的发电企业、售电公司、批发用户、独立储能、抽水蓄能和虚拟电厂等。

中长期交易采用双边协商交易和集中交易两种方式，其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。

综合考虑发电企业运营成本、市场用户电价承受能力等因素，对中长期交易设置市场申报、成交价格上下限，各交易品种对应执行。

原则上，接入同一220kV上网节点、属于同一法人单位的独立储能作为一个交易单元参与中长期交易，且交易单元、调度单元、营销结算单元原则上须保持一致，调度单元与营销结算单元不一致时，交易单元应与调度单元保持一致。

可申报电量约束方面：

(1) 交易中心根据经营主体月度净合约量上下限、月度累计交易量上限、分时净合约量上下限计算可申报电量，计算发布其可申报电量额度，经营主体的申报电量在通过额度校核后生效。已申报未成交电量视同已成交电量纳入可申报电量计算，交易结束后根据交易结果更新。

(2) 经营主体在进行交易申报时，合约电量须满足名月、各小时可申报电量额度与月度及分时净合约电量上下限、累计交易量上限约束，跨月合约电量按日所属月份计入月度合约电量后须满足相关约束。

对于月度净合约上、下限，独立储能方面：

月度净合约量上限＝额定容量×日均充放电循环次数×当月天数×调整参数y3

月度净合约量下限＝一月度净合约量上限

月度累计交易量上限=月度净合约上限×调整系数f3

独立储能可同时作为合约的买方、卖方参加年度双边及集中竞争交易。

现货市场结算

《广东电力现货市场结算实施细则（2025年修订）》明确，本细则适用于广东电力市场电能量交易结算，主要内容包括：市场结算主要权责、结算原则、结算流程、批发市场结算、零售市场及终端用户结算、退补管理、返还及分摊电费、网间平衡结算、电费结算流程及其他事项等。

发电企业及储能企业市场结算主要权责如下：

(1) 按照市场规则参与市场交易，履行交易合同、与电网企业签订的购售电合同，向电网企业收取或支付电费。

(2) 在临时结算结果公示后审核确认本企业结算结果并反馈意见。

结算原则方面，由交易中心负责出具结算依据，由电网企业负责电费结算，主要原则包括结算周期、结算模式、结算单价和结算单元。

批发市场主体，目前包括发电企业、售电公司、储能企业、抽水蓄能企业、批发用户等。

批发市场采用“日清月结”模式，以小时为基本计算时段（具备条件的独立储能、抽水蓄能，以15分钟为基本计算时段），按日出具日清算临时结果；以月度为周期出具结算依据并开展电费结算，其中月度指自然月1日0时整至月末最后 1 日24时整。零售市场以月度为周期出具结算依据并开展电费结算。

批发市场采取三部制结算模式：中长期合约全电量结算（含中长期合约阻塞电费），日前市场与中长期市场的偏差电量按日前市场价格结算，实时市场与日前市场的偏差电量按实时市场价格结算。中长期市场根据合同约定价格（即按规则形成的分时合约价格）对中长期合约电量做全电量结算，并结算中长期合约阻塞电费。

日前市场根据日前市场交易结果与合约（含基数、代购、中长期等）电量的差值做偏差结算，偏差结算价格为日前市场价格。

实时市场根据实际上、下网电量（或实际用电量）与日前市场交易结果的差值做偏差结算，偏差结算价格为实时市场价格。省内市场机组转供省外期间，保留省内市场机组资格，视同实际上网电量为零进行结算。

电价结算时：

发电侧、储能企业现货市场结算电价为所在物理节点的节点电价。

用户侧现货市场结算电价为统一结算点电价。

发电侧、储能企业每小时的节点电价等于小时内每15分钟节点电价的算术平均值；具备条件的独立储能、抽水蓄能，按每15分钟节点电价参与结算。

储能主体日前市场出清分时电量与中长期合约分时电量的偏差，按照所在节点日前市场分时价格结算。实际分时充放（抽发）电量与日前市场出清分时电量的偏差，按照所在节点实时市场分时价格结算。

储能主体中长期净合约分时电量，按照所在节点与统一结算点日前市场分时价格的差价计算中长期合约阻塞电费。

现阶段，暂不计算独立储能、核电机组、现货新能源交易单元、抽水蓄能的系统运行补偿。

现货市场注册

《广东电力市场注册实施细则（2025 年修订）》明确，本细则适用经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体（含新型储能企业、抽水蓄能企业、分布式电源、电动汽车充电设施、智能微电网等）。虚拟电厂注册相关要求另行明确。其中新型储能企业注册基本条件如下：

(1) 依法取得项目核准或备案文件，满足国家和行业有关并网技术条件和电网调度机构管理规范要求。

(2)具备电量分时计量与数据传送条件，数据准确性与可靠性应能满足交易要求。

(3) 原则上具备计划曲线跟踪和自动功率控制（APC）功能，能够可靠接收和执行调度机构实时下达的充放电指令，其调节速率、调节范围、响应时间和调节精度等性能指标应满足相关要求。

(4) 满足最大充放电功率、最大调节容量及持续充放电时间等对应的技术条件，具体数值以相关标准或国家、地方有关部门规定为准。

(5) 配建新型储能与所属经营主体视为一体，具备独立计量、控制等技术条件，接入电力调度自动化系统可被电网监控和调度，具有法人资格时可选择转为独立新型储能项目，作为经营主体直接参与电力市场交易。

(6) 相关成本收益纳入输配电价的电网替代性储能，不参与市场交易。

另外，售电公司要求注册基本条件包括资产总额不得低于2千万元人民币。资产总额在2千万元至1亿元（不含）人民币的，可以从事年售电量不超过30亿千瓦时的售电业务。资产总额在1亿元至2亿元（不含）人民币的，可以从事年售电量不超过60亿千瓦时的售电业务。资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。

经营主体信息发生变化时，应及时在交易系统进行更新,其中注册信息变更应在变化之日起5个工作日完成。

经营主体（售电公司除外）退出电力市场交易时，可进行相应申请注销或自动注销。

通知原文如下。如要查阅配套细则详情，可点击文后“阅读原文”查看。