引言

2025 年 10 月 21 日，广东电力交易中心连发两份重磅通知 ——《广东电力市场 2026 年交易关键机制和参数》（广东交易〔2025〕271 号）和《广东电力市场常态化开展年度交易实施方案》。这两份文件的发布，标志着广东电力市场改革进入了新阶段，将对整个电力市场生态产生深远影响。

作为全国电力市场化改革的先行者，广东省近年来持续推进电力交易机制优化。此次发布的两份通知，不仅涉及交易价格机制、容量电价、零售交易规则等核心内容的调整，更重要的是建立了年度交易常态化机制，从根本上改变了以往 "年底集中签约" 的传统模式。对于发电企业、售电公司、电力用户等各类市场主体而言，这些调整既带来了新的机遇，也提出了更高的挑战。

一、《广东电力市场 2026 年交易关键机制和参数》深度解读

1.1 交易价格机制：稳定预期下的微调

2026 年广东电力市场交易价格机制总体保持稳定，但在细节上有所调整。根据通知，交易价格继续按照 "基准价 + 上下浮动" 的原则执行，燃煤基准价维持在 0.453 元 / 千瓦时，上下浮动 20% 形成年度交易成交均价上下限。

市场参考价从 2025 年的 0.453 元 / 千瓦时上调至 2026 年的 0.463 元 / 千瓦时，这一调整反映了对市场供需关系和成本变化的综合考量。相应地，年度交易成交均价上限为 0.554 元 / 千瓦时，下限维持在 0.372 元 / 千瓦时。

值得注意的是，通知明确指出 "后续根据国家最新要求及广东电力市场运行情况进行调整"，这意味着价格参数并非一成不变，市场主体需要保持对政策动向的敏感度。

1.2 容量电价：煤电气电迎来重大利好

容量电价调整是此次通知的一大亮点，对发电企业特别是煤电、气电企业影响深远：

煤电机组容量电价从现行的 100 元 / 千瓦・年大幅上调至 165 元 / 千瓦・年，涨幅达 65%，自 2026 年 1 月 1 日起执行。

燃气机组容量电价调整更为显著，实行差异化定价：

9E 及以上的其他常规机组：从 100 元 / 千瓦・年调整为 264 元 / 千瓦・年（涨幅 164%）

6F 及以下的其他常规机组：从 100 元 / 千瓦・年调整为 330 元 / 千瓦・年（涨幅 230%）

纳入国家能源领域首台（套）重大技术装备的气电机组：从 100 元 / 千瓦・年调整为 396 元 / 千瓦・年（涨幅 296%）

这一调整对气电企业意义重大。以深圳能源东部电厂（117 万千瓦气电）为例，测算显示新规可为其年增收超 1 亿元。容量电价的大幅提升，不仅直接增加了发电企业的收入，更重要的是提供了稳定的保底收益，有助于企业在电力市场价格波动时维持基本运营。

1.3 运行补偿机制：力度加大，保障增强

2026 年广东电力市场在运行补偿机制方面进行了重要调整，进一步加大了对发电企业的支持力度：

启停补偿：2026 年起机组启停补偿按次足额支付，而 2025 年则是按当日现货电量占比打折支付。这一变化大大提高了调峰机组的积极性，特别是对于需要频繁启停的气电机组。

系统运行补偿：上限从 2025 年的 4 厘 / 度提升至 2026 年的 6 厘 / 度，煤电和气电机组补偿力度均有加强。系统运行补偿的提高，有助于补偿发电企业在系统调节过程中的额外成本。

1.4 零售交易规则：三大变化重塑市场格局

2026 年零售交易规则发生了重大调整，主要体现在以下三个方面：

第一，取消浮动费用。2026 年 "固定价格 + 联动价格" 模式的零售合同不再签订 "浮动费用"，售电公司和零售用户可在零售合同中对固定电价部分电量签订煤电价格联动条款。这一变化直接影响了售电公司的盈利模式，以往依靠浮动费用获取额外收益的做法将成为历史。

第二，联动价格比例调整。零售合同中应不少于 10%、不多于 30% 实际用电量比例的部分采用市场价格联动方式，其中联动现货价格比例不少于 8%、不大于 15%。这一规定既保证了用户能够分享市场价格下降的红利，也限制了价格波动带来的风险。

第三，增设市场风控条款。这是此次调整中最引人注目的变化：

当结算月份用户的平段电量结算价较结算月批发均价超过 15%时，超过部分由售电公司承担，用户平段单价按照结算月批发均价的115% 计算，且用户可以选择单方解除合同

当结算月份用户的平段电量结算价较结算月批发均价低于 20%时，低于部分由售电公司享有，用户平段单价按照结算月批发均价的80% 计算

所有竞价配置套餐的零售用户和售电公司均需签订此条款

这一 "三道防线" 机制的设立，有效平衡了售电公司和用户之间的风险，避免了极端价格情况下的利益失衡。

1.5 核电交易机制：市场化程度进一步提高

2026 年核电交易机制也有所调整，市场化程度进一步提高：

交易规模扩大：核电市场化交易电量上限从 2025 年的 273 亿千瓦时增加到 2026 年的 312 亿千瓦时，增加约 41 亿千瓦时。

补偿机制取消：2025 年，若核电年度及月度中长期市场交易均价低于 0.463 元，核电机组可获价差补偿；2026 年取消该变动成本补偿机制，预计将影响核电市场化交易电量电价。

核电仍采用政府授权合约单向差价机制，因广东市场价格低于 0.463 元，该条款暂未触发。

二、《广东电力市场常态化开展年度交易实施方案》全面解析

2.1 年度交易常态化：从集中签约到分阶段推进

《广东电力市场常态化开展年度交易实施方案》的核心是建立年度交易常态化机制，彻底改变了以往 "年底集中签约" 的模式。

根据方案，批发市场年度交易将分阶段开展：

二季度：择时开放批发市场年度交易（对应初始交易上限），按照当年相关市场边界及参数设置交易上限、交易品种等

四季度：结合最新市场安排及要求更新市场边界及参数，重新设置交易上限、交易品种等，按日开展批发市场年度交易

这一机制的建立，有效解决了以往 "签约时间紧，价格信号不充分" 的痛点。市场主体将有更充裕的时间进行交易磋商和合同签订，有助于形成更加合理的价格预期。

2.2 交易品种体系：更加丰富完善

2026 年年度交易品种更加丰富，形成了多元化的交易体系：

批发市场交易品种包括：

双边协商交易

挂牌交易

集中竞争交易

绿电双边协商交易

交易组织方式也有所创新：

应用初始交易上限阶段：按周组织开展相关品种交易

应用最终交易上限阶段：按日组织各品种交易

不同交易品种多轮次交替开展

特别值得一提的是，年度集中竞争交易包括采用市场购电用户负荷典型参考曲线、分月分峰平谷两种方式，这种精细化的交易安排有助于更好地匹配供需双方的需求。

2.3 零售市场：同步常态化开市

零售市场也将实现常态化开市：

原则上每年二季度起同步开放零售市场签约

售电公司与零售用户可在广东电力市场零售平台开展后续年份零售市场交易

可采取双边协商、挂牌及邀约等方式签订零售合同

广东电力交易中心负责制定具体零售交易套餐模式及合同范本，这将为市场提供更加规范、透明的交易环境。

三、市场影响分析：机遇与挑战并存

3.1 对发电企业的影响：分化加剧，强者恒强

煤电企业迎来利好。容量电价从 100 元 / 千瓦・年上调至 165 元 / 千瓦・年，直接增加了煤电企业的收入来源。更重要的是，容量电价机制使煤电机组能获得固定成本补偿，即便在电量电价因市场供需等因素波动时，也能保障基本收益，减少盈利的不确定性。

以粤电力 A 为例，其在投资者关系管理信息中披露，2024 年年度广东省双边协商交易成交均价 465.64 元 / 千千瓦时，同比下降 15.93%。容量电价的上调，将在一定程度上缓解电价下降带来的压力。

气电企业受益最大。气电容量电价上调幅度达 65%-296% 不等，经营压力最大的气电机组盈利能力将显著改善。特别是对于承担电网尖峰负荷的灵活机组，高补偿标准直接利好技术领先的气电调峰主力。

新能源企业面临挑战。2026 年起新能源上网电量全量参与市场，按接入电压等级区分参与方式。存量集中式新能源电站交易比例为：22 万以上约 30%、11 万以下约 10%；2025 年新并网的集中式新能源电站市场化交易比例约 50%；存量分布式新能源电站为 100%。新能源企业需要通过 "中长期合约 + 现货" 组合对冲风险，例如通过 50% 电量锁定中长期合约，剩余电量参与现货套利。

3.2 对售电公司的影响：盈利模式重构，风险加大

盈利空间被压缩。2026 年取消了 "浮动费用"，售电公司失去了重要的利润来源。同时，零售合同价格受限，高于 442.5 元 / 兆瓦时的价格无法执行，且取消了常规电能量之外的服务费、上浮费用等额外收费。

成本端压力增大。2025 年批发侧价格下限预计为 372 元 / 兆瓦时，叠加广东市场化交易分摊费用，实际成本接近 380 元 / 兆瓦时。零售侧价格难超 380 元 / 兆瓦时，批零价差基本消失。

经营风险显著增加。受各省中长期最低签约比例要求限制，售电公司仅能以约 10% 的现货电匹配零售用户合同电量，若 2025 年月度或现货价格上涨，可能导致批零倒挂。

风控要求提高。新的零售合同范本设置了严格的风控条款，当结算月份用户的平段电量结算价较结算月批发均价超过 15% 或低于 20% 时，售电公司需要承担相应的风险或收益。这要求售电公司必须具备更强的风险管理能力。

3.3 对电力用户的影响：选择增多，风险可控

强制入市范围扩大。2025 年起，年用电量 500 万千瓦时及以上的 10kV 及以上工商业用户必须直接参与市场交易，否则将执行保底售电价格（通常高于市场价），并需承担市场分摊费用。

交易模式更加灵活。用户可以选择 "固定价格 + 联动价格" 模式，其中固定价格上限为 0.554 元 / 千瓦时，下限为 0.372 元 / 千瓦时，联动部分占比 10%-30%。这种模式既保证了价格的基本稳定，又让用户能够分享市场价格下降的红利。

风险得到有效控制。新的风控条款规定，当结算月份用户的平段电量结算价较结算月批发均价超过 15% 时，超过部分由售电公司承担，用户平段单价按照结算月批发均价的 115% 计算，且用户可以选择单方解除合同。这为用户提供了价格保护。

3.4 市场整体影响：价格预期与供需格局

价格预期趋于稳定。市场对 2026 年年度交易价格形成共识，认为价格水平约为 372 元 / 兆瓦时，用户侧对电价预期较低，价格预计在 372-380 元 / 兆瓦时，批发价预估地板价约为 300 元 / 兆瓦时。

供需关系保持宽松。广东电价持续处于地板价状态，主要原因包括：现货价格低迷（2025 年广东现货均价维持在 3 毛 / 度左右，8 月现货价格低至 2.7 毛 / 度）；火电机组按变动成本报价（煤机普遍报 2.8-3 毛 / 度）；电力供应宽松；南方区域新能源影响（广西、云南新增较多新能源机组，集中在白天发电）。预计未来一两年广东仍将保持供应宽松、价格低位运行。

四、2025 年与 2026 年交易规则对比：变化显著

4.1 交易价格机制对比

4.2 容量电价对比

4.3 运行补偿机制对比

4.4 零售交易规则对比

4.5 年度交易模式对比

五、市场风险防控：多重机制保障平稳运行

5.1 多层次风险防控体系

广东电力市场建立了多层次的风险防控体系：

市场运营监控：市场运营机构对市场运营情况进行全方位监控，包括经营主体合规性情况、市场运营情况、市场结构分析、市场行为分析等。

风险防范机制：建立电力市场风险防范机制，采取有效措施辨识、分析、预警和处置市场运营过程中可能出现的各类风险。

跨部门协同监管：建立跨部门协同监管机制，定期召开联席会议，共同研究解决电力市场监管中的重大问题。

5.2 市场力防范措施

为避免具有市场力的发电机组操纵批发市场价格，市场引入了基于市场结构分析、行为影响测试等市场力检测方法，可采取事前、事中、事后的缓解措施，视情况启动机组申报价格限值调整、超额收益回收等机制。

5.3 信用风险管理

电力交易机构加强市场主体信用管理，通过信用评价有效引导和规范市场主体的市场行为；加强市场主体履约风险管理，通过建立科学的履约风险评估模型，结合市场实际评估市场主体履约风险，防范其不履行市场化交易结算义务给其他市场成员造成经济损失的风险。

六、市场参与者应对策略建议

6.1 发电企业：优化结构，提升竞争力

煤电企业应充分利用容量电价上调的机遇，加强成本控制，提高运营效率。同时，要积极参与辅助服务市场，通过提供调峰、调频等服务获得额外收益。建议加强与售电公司的长期合作，锁定稳定的电量需求。

气电企业应重点发挥其调峰优势，特别是在新能源出力波动较大的时段。容量电价的大幅提升为气电企业提供了良好的发展机遇，建议加快技术改造，提高机组的灵活性和效率。

新能源企业需要建立完善的风险管理体系，通过 "中长期合约 + 现货" 的组合策略对冲价格风险。建议加强与储能、虚拟电厂等新型市场主体的合作，提高市场竞争力。

6.2 售电公司：转型发展，强化风控

重构盈利模式。在取消浮动费用、批零价差基本消失的情况下，售电公司需要探索新的盈利模式。建议从单纯的电量买卖向综合能源服务转型，提供能效管理、需求响应、碳资产管理等增值服务。

加强风险管理。新的风控条款对售电公司的风险管理能力提出了更高要求。建议建立完善的风险预警机制，合理控制现货交易比例，通过金融工具对冲价格风险。同时，要加强与上游发电企业的战略合作，锁定稳定的资源。

提升服务质量。在价格竞争空间有限的情况下，服务质量将成为核心竞争力。建议加强客户关系管理，提供个性化的用电方案，提高客户满意度和忠诚度。

6.3 电力用户：积极应对，理性选择

及时入市准备。对于年用电量 500 万千瓦时及以上的 10kV 及以上工商业用户，应尽快做好入市准备，避免因未入市而承担高额保底电价。

合理选择交易模式。用户应根据自身用电特点和风险偏好，选择合适的交易模式。对于用电负荷稳定、风险承受能力较低的用户，建议选择固定价格比例较高的 "固定价格 + 联动价格" 模式；对于能够承受一定价格波动的用户，可以选择联动比例较高的模式。

加强需求侧管理。建议用户加强需求侧管理，通过技术改造、生产流程优化等方式降低用电成本。同时，可以考虑参与需求响应，在电力系统需要时减少用电，获得相应的经济激励。

6.4 新型市场主体：把握机遇，创新发展

储能企业应充分利用其调节能力，积极参与现货市场和辅助服务市场。建议探索 "新能源 + 储能"、"储能 + 充换电" 等商业模式，提高盈利能力。

虚拟电厂作为新兴市场主体，应加快技术标准制定和商业模式创新。建议整合分布式资源，形成规模效应，通过提供灵活调节服务获得收益。

综合能源服务商应抓住市场转型机遇，从单一服务向综合服务转变。建议提供包括电力交易、能效管理、分布式能源开发等在内的一站式解决方案。

结语

广东电力市场 2026 年交易机制的调整，标志着市场化改革进入了新阶段。容量电价的大幅上调、年度交易的常态化、零售规则的规范化，这些变化既为市场带来了新的机遇，也提出了更高的挑战。

从整体来看，此次调整体现了以下几个特点：一是更加注重市场公平，通过完善的风险分担机制，平衡了不同市场主体的利益；二是更加注重价格发现，通过增加交易频次和丰富交易品种，提高了市场效率；三是更加注重风险防控，通过多层次的监管体系，保障了市场的平稳运行。

对于市场参与者而言，需要准确把握政策导向，及时调整经营策略。发电企业应优化电源结构，提升核心竞争力；售电公司应加快转型升级，强化风险管理；电力用户应积极参与市场，合理选择交易模式；新型市场主体应抓住发展机遇，创新商业模式。

展望未来，随着电力市场化改革的深入推进，广东电力市场将呈现出更加开放、透明、高效的发展态势。市场主体需要不断提升自身能力，在竞争中求生存，在创新中谋发展。只有这样，才能在新的市场格局中占据有利位置，实现可持续发展。