储能与电力市场获悉，近日，中国南方电网电力调度控制中心、广州电力交易中心发布《关于征求南方电网新能源参与电力现货市场工作方案(2025 年版)(征求意见稿)意见的函》，贯彻落实136号文精神，加快推动南方五省(区)新能源参与南方区域电力现货市场，合理利用市场化手段促进新能源优化调度。

工作方案制定了2025年新能源参与现货市场整体工作目标、进度安排及关键问题解决措施。

工作方案指出：推动集中式、分布式新能源上网电量全面参与现货市场。其中，集中式新能源，“报量报价”或“报量不报价”参与市场；分布式新能源，由聚合商聚合，或作为价格接受者参与市场。聚合参与时，原则上聚合单元不超出同一220千伏变电站供电区域。

2025年6月前，要确保全网所有已参与中长期市场化交易的集中式、分布式新能源具备参与现货市场条件，220kV及以上、试点110kV集中式“一对一”新能源具备“报量报价”参与条件。

2025年6月前，要力争全网所有已参与中长期市场化交易的220kV及以上新能源“报量报价”参与市场。12月底前，力争全网所有已参与中长期市场化交易的集中式新能源具备“报量报价”参与条件。广东、广西所有110kV及以上新能源“报量报价”参与现货市场。

2025年6月前，为分布式新能源不同方式入市做好技术铺垫和整体方案设计；12月底前，力争广东试点以虚拟电厂形式“报量报价”参与现货市场，其余分布式作为价格接受者参与现货市场。

自2023年第三季度起，新能源首次参与南方区域现货市场。集中式新能源方面，截止目前，全网共1464座集中式新能源场站，参与现货的新能源场站装机容量达1.1亿千瓦，占比75%。

其中，“报量报价”参与现货市场136座（广东53座，广西55座，云南11座、贵州17座)，容量2805万千瓦，装机占比19%，全部为220kV及以上新能源场站，广东已实现全量220kV及以上新能源场站“报量报价”参与现货。

“报量不报价”参与现货市场659座（广西245座，云南475座、贵州64座)，容量8237万千瓦，装机占比56%（220kV 及以上新能源场站有204座，110kV新能源场站359座）。

未参与现货市场的共669座，容量3770万千瓦，装机占比25%。

分布式新能源方面，目前南方区域暂无分布式新能源参与现货市场。

为落实136号文文件精神，结合南方区域自2025 年6月起执行现货长周期结算试运行的相关计划，推动集中式、分布式新能源上网电量全面参与现货市场。

工作方案指出，按照统筹规划、逐步推进的原则，引导不同类别新能源发电主体分批次参与电力现货市场交易，解决新能源入市的堵点、痛点，引导新能源发电主体优化布局和运行安排，助力新能源不断适应新型电力系统发展需要。

集中式新能源市场主体参与现货市场形式主要包括两种，可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。

“报量报价”：新能源项目日前依次申报短期功率预测曲线及报价信息，报价方式与常规市场机组一致，日前出清计划不超过其短期功率预测值。实时市场沿用日前报价信息进行出清，新能源交易单元按照市场规则申报未来时段超短期功率预测，实时出清计划不超过其超短期预测值。

“报量不报价”：新能源项目需在日前申报短期功率预测曲线，无需申报价格曲线，日前出清计划不超过其短期功率预测值。实时市场中新能源按照市场规则申报未来时段超短期功率预测，实时出清计划不超过其超短期预测值。

分布式新能源市场主体参与现货市场主要包括由聚合商聚合参与市场、作为价格接受者参与市场两种方式。

由聚合商聚合参与市场：按照政府主管部门制定的交易规则、方案，具备相应资质的聚合商在电力交易平台注册成为经营主体后，可聚合一家或多家分布式新能源，满足市场准入条件后报量报价参与交易。原则上聚合单元不超出同一220千伏变电站供电区域。

作为价格接受者参与市场：未直接（聚合）参与交易的分布式新能源作为价格接收者参与交易，根据同类型电源市场价格结算，上网电量优先匹配给电网企业代理购电用户。

结合现有政策依据、管理水平及技术储备条件，工作方案制定了2025 年总体计划。

确保完成目标：6月连续结算试运行前，确保全网所有已参与中长期市场化交易的集中式、分布式新能源具备参与现货市场条件，220kV及以上、试点110kV集中式“一对一”新能源具备“报量报价”参与条件。

力争完成目标：集中式方面，6月连续结算试运行前，力争全网所有已参与中长期市场化交易的220kV及以上新能源“报量报价”参与市场，广东（韶关、汕头）、广西所有地调、云南（曲靖、楚雄、大理）试点地调110kV“报量报价”参与；12月底前，力争全网所有已参与中长期市场化交易的集中式新能源具备“报量报价”参与条件，各省逐步扩大集中式“报量报价”参与现货市场范围，广东、广西所有110kV及以上新能源“报量报价”参与现货市场。

分布式方面，6月连续结算试运行前，为分布式新能源不同方式入市做好技术铺垫和整体方案设计；12月底前，力争广东试点以虚拟电厂形式“报量报价”参与现货市场，其余分布式作为价格接受者参与现货市场。

为保障以上目标顺利实现，工作方案明确4大重点任务，具体如下。

重点任务1：推动集中式新能源全面入市。包括：推动现货系统模型对接完善和考核衔接；提升新能源相关系统及通道冗余性；加快开展地调现货对接相关技术支持系统建设。

重点任务2：推动分布式新能源全面入市。包括：以报量不报价参与模式，推动分布式“四可”能力提升；以虚拟电厂聚合报量报价参与模式，推动实现聚合平台与电网对接打通，虚拟电厂具备“四可”条件。

重点任务3：在市场环境下保障各类型场站的调控衔接。包括：完善新能源参与现货出清及系统调控衔接机制；提升可用功率数据质量，推动场站“可发超短期”预测曲线改造，准确反映新能源发电能力上限；推动新能源AGC与区域现货出清系统闭环联动；完成各省市场化新能源场站日前、日内出清出力下限调整。

重点任务4：做好136号文出台后相关任务的衔接。

工作方案公布了报量报价参与区域现货的试点新能源范围（截止到12 月30 日），共计963个新能源场站进入试点范围内。另外，广东新增并网新能源场站具备条件直接“报量报价”参与市场。

《关于征求南方电网新能源参与电力现货市场工作方案(2025 年版)(征求意见稿)意见的函》原文如下：