廣東：2025年底前實(shí)現(xiàn)全部110kV電壓等級(jí)的光伏電站參與市場交易
2024.11.2511月21日，廣東省能源局 國家能源局南方監(jiān)管局發(fā)布關(guān)于2025年電力市場交易有關(guān)事項(xiàng)的通知，通知指出，220kV及以上電壓等級(jí)的中調(diào)調(diào)管風(fēng)電場站、光伏電站全部作為市場交易電源，參與中長期、現(xiàn)貨和綠電交易，原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的70%安排基數(shù)電量。有序推動(dòng)滿足技術(shù)條件（具備接收并執(zhí)行電力調(diào)度機(jī)構(gòu)的有功功率控制指令和發(fā)電計(jì)劃曲線等）的110kV電壓等級(jí)集中式風(fēng)電場站、光伏電站參與現(xiàn)貨，原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的90%安排基數(shù)電量；要加快技術(shù)改造，2025年底前實(shí)現(xiàn)全部110kV電壓等級(jí)的集中式風(fēng)電場站、光伏電站參與市場交易。對(duì)于2025年1月1日起新增并網(wǎng)的110kV及以上電壓等級(jí)集中式光伏，原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的50%安排基數(shù)電量。鼓勵(lì)分布式新能源以聚合虛擬電廠方式參與現(xiàn)貨電能量交易和綠電交易。參加綠電交易的發(fā)電企業(yè)準(zhǔn)入條件按廣東可再生能源交易規(guī)則執(zhí)行。
原文如下：
廣東省能源局 國家能源局南方監(jiān)管局關(guān)于2025年電力市場交易有關(guān)事項(xiàng)的通知
各地級(jí)以上市發(fā)展改革局（委）、廣州市工業(yè)和信息化局、惠州市能源和重點(diǎn)項(xiàng)目局，廣東電網(wǎng)公司、深圳供電局有限公司、南方電網(wǎng)電力調(diào)度中心、廣州電力交易中心、廣東電力交易中心、廣東省電力調(diào)度中心，各經(jīng)營主體：
為貫徹落實(shí)國家和省關(guān)于深化電力體制改革和電力市場建設(shè)有關(guān)工作部署，組織做好我省2025年電力市場建設(shè)運(yùn)行工作，經(jīng)會(huì)同各方認(rèn)真研究，我們組織制定了2025年電力市場交易方案，現(xiàn)將有關(guān)事項(xiàng)通知如下：
一、市場規(guī)模與市場準(zhǔn)入
（一）市場規(guī)模。
落實(shí)國家關(guān)于有序推動(dòng)全部工商業(yè)用戶進(jìn)入電力市場的要求，2025年廣東電力市場規(guī)模約為6500億千瓦時(shí)，包括直接參與市場交易電量和電網(wǎng)企業(yè)代理購電電量。2025年我省電力市場交易在廣東電力交易系統(tǒng)（平臺(tái)）組織開展。
（二）用戶側(cè)。
1.市場用戶包括市場直接購電的用戶（簡稱“市場購電用戶”，下同）和電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶（簡稱“電網(wǎng)代購用戶”，下同）。鼓勵(lì)10kV及以上工商業(yè)用戶直接參與市場交易，其中年用電量500萬千瓦時(shí)及以上的工商業(yè)用戶原則上直接參與市場交易；具備條件的10kV以下工商業(yè)用戶可自主選擇直接參與市場交易。年用電量500萬千瓦時(shí)及以上的市場購電用戶，可作為批發(fā)用戶直接參與批發(fā)市場交易或通過售電公司參與市場交易；年用電量500萬千瓦時(shí)以下的市場購電用戶，通過售電公司參與市場交易。2025年適時(shí)研究建立簡易交易機(jī)制。
2.對(duì)于已直接參與2024年市場交易的用戶，以及年用電量500萬千瓦時(shí)及以上的10kV及以上工商業(yè)用戶，其2025年全部工商業(yè)電量均需通過市場直接購買。未及時(shí)與售電公司簽訂2025年零售合同或未參與批發(fā)市場交易的，視同市場購電用戶，按照電力市場保底售電有關(guān)規(guī)定，執(zhí)行保底零售價(jià)格，并承擔(dān)市場分?jǐn)傎M(fèi)用。
3.年用電量500萬千瓦時(shí)及以上的10kV及以上工商業(yè)用戶企業(yè)名單，按照統(tǒng)一社會(huì)信用代碼首位數(shù)為9的類別進(jìn)行篩選，由電網(wǎng)企業(yè)按照結(jié)算戶維度根據(jù)2023年10月至2024年9月的歷史用電量確定，經(jīng)廣東電力交易中心在交易系統(tǒng)（平臺(tái)）公示、發(fā)布。對(duì)于計(jì)量點(diǎn)不具備入市條件、非用戶產(chǎn)權(quán)用電、實(shí)際用電主體為非工商業(yè)用戶、因特殊原因不具備簽訂零售合同條件或大幅減少用電等情況，經(jīng)電網(wǎng)企業(yè)核實(shí)后，可對(duì)名單進(jìn)行個(gè)別修正剔除，不再納入后續(xù)月份保底售電范圍，并向政府部門報(bào)告。
4.市場用戶在直接參與年度交易及后續(xù)批發(fā)市場交易前，應(yīng)向廣東電力交易中心申請(qǐng)作為批發(fā)用戶，以月度為周期進(jìn)行批發(fā)、零售交易的權(quán)限變更。批發(fā)用戶未參與交易但發(fā)生實(shí)際用電的，按照批發(fā)市場規(guī)則進(jìn)行結(jié)算。
5.市場購電的高耗能用戶交易電價(jià)不受上浮20%限制，有關(guān)要求按國家最新政策規(guī)定執(zhí)行。已參與市場購電的高耗能用戶不得退出市場交易。
6.對(duì)未從市場直接購電的工商業(yè)用戶，統(tǒng)一由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，電網(wǎng)代購用戶按有關(guān)規(guī)定參與現(xiàn)貨市場分?jǐn)偡窒恚唧w以省發(fā)展改革委發(fā)布的代購電方案為準(zhǔn)。電網(wǎng)代購用戶可直接在廣東電力交易中心辦理注冊(cè)，每季度最后15日前選擇下一季度起直接參與市場交易。
7.后續(xù)國家如出臺(tái)工商業(yè)用戶參與市場交易、市場價(jià)格浮動(dòng)上下限等相關(guān)政策要求，按最新政策規(guī)定執(zhí)行。
（三）發(fā)電側(cè)。
發(fā)電側(cè)經(jīng)營主體包括兩類：一類是直接參與市場交易的電源（簡稱“市場交易電源”，下同）；另一類是電網(wǎng)企業(yè)代理購電的市場電源（簡稱“市場代購電源”，下同），作為市場價(jià)格接受者，不直接參與市場交易。
省內(nèi)燃煤電廠上網(wǎng)電量（含自備電廠上網(wǎng)電量）全部進(jìn)入市場。其中，中調(diào)及以上燃煤電廠（含“點(diǎn)對(duì)網(wǎng)”送電的鯉魚江、橋口電廠）全部機(jī)組須作為市場交易電源；地調(diào)燃煤電廠可選擇作為市場交易電源或作為市場代購電源，一經(jīng)選擇作為市場交易電源后，不允許改為市場代購電源；省內(nèi)燃煤自備電廠上網(wǎng)電量進(jìn)入市場，僅作為市場代購電源。
省內(nèi)燃?xì)怆姀S中，中調(diào)及以上燃?xì)怆姀S上網(wǎng)電量均進(jìn)入市場，全部機(jī)組須作為市場交易電源；地調(diào)燃?xì)怆姀S可選擇是否進(jìn)入市場，一經(jīng)進(jìn)入后不允許退出，其中選擇進(jìn)入市場的燃?xì)怆姀S可選擇作為市場交易電源或作為市場代購電源，一經(jīng)選擇作為市場交易電源后，不允許改為市場代購電源。
嶺澳核電和陽江核電全部機(jī)組作為市場交易電源，參與市場交易。
220kV及以上電壓等級(jí)的中調(diào)調(diào)管風(fēng)電場站、光伏電站全部作為市場交易電源，參與中長期、現(xiàn)貨和綠電交易，原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的70%安排基數(shù)電量。有序推動(dòng)滿足技術(shù)條件（具備接收并執(zhí)行電力調(diào)度機(jī)構(gòu)的有功功率控制指令和發(fā)電計(jì)劃曲線等）的110kV電壓等級(jí)集中式風(fēng)電場站、光伏電站參與現(xiàn)貨，原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的90%安排基數(shù)電量；要加快技術(shù)改造，2025年底前實(shí)現(xiàn)全部110kV電壓等級(jí)的集中式風(fēng)電場站、光伏電站參與市場交易。對(duì)于2025年1月1日起新增并網(wǎng)的110kV及以上電壓等級(jí)集中式光伏，原則上按實(shí)際上網(wǎng)電量的50%安排基數(shù)電量。鼓勵(lì)分布式新能源以聚合虛擬電廠方式參與現(xiàn)貨電能量交易和綠電交易。參加綠電交易的發(fā)電企業(yè)準(zhǔn)入條件按廣東可再生能源交易規(guī)則執(zhí)行。
獨(dú)立儲(chǔ)能、抽水蓄能、虛擬電廠準(zhǔn)入條件按相關(guān)方案和細(xì)則執(zhí)行。長期不具備發(fā)電能力的電廠不進(jìn)入市場。
二、中長期市場交易
（一）年度交易安排。
2025年，按照目前用戶側(cè)市場注冊(cè)情況，并考慮年用電量500萬千瓦時(shí)及以上的電網(wǎng)代購用戶直接參與市場，安排發(fā)電側(cè)年度交易規(guī)模上限3800億千瓦時(shí)；若新增市場購電用戶超預(yù)期增長，則適當(dāng)增加年度交易規(guī)模。在2024年底組織2025年年度交易，其中單一售電公司零售用戶歷史電量占年度交易規(guī)模上限的比例不應(yīng)超過20%。2025年年度交易主要安排如下：
1.交易品種。年度交易包括雙邊協(xié)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。在2024年底組織的年度交易結(jié)束后若仍有剩余電量，經(jīng)營主體可在2025年內(nèi)參與多月中長期交易。
2.交易方式。按照“絕對(duì)價(jià)格+曲線”的模式組織簽訂含分時(shí)價(jià)格的年度合同，其中，年度集中競爭交易分月、分峰平谷組織開展，月分日比例按市場購電用戶負(fù)荷典型參考曲線設(shè)置，日分時(shí)比例按峰、平、谷各時(shí)段小時(shí)均分設(shè)置。
3.交易價(jià)格。按照“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”的原則，根據(jù)燃煤基準(zhǔn)價(jià)0.453元/千瓦時(shí)上下浮動(dòng)20%形成年度交易成交均價(jià)上下限。2025年，市場參考價(jià)為0.463元/千瓦時(shí)，年度交易成交均價(jià)上限暫定為0.554元/千瓦時(shí)，下限暫定為0.372元/千瓦時(shí)。
具體年度交易安排另行通知。
（二）年度交易要求。
1.請(qǐng)各發(fā)電企業(yè)和售電公司（含批發(fā)用戶，下同）等經(jīng)營主體根據(jù)2025年電力供需形勢和一次能源價(jià)格情況，合理簽訂年度中長期合同。
2.允許經(jīng)營主體按需簽訂2025年不同周期（如年、半年、季度或多月等）的年度中長期合同。
3.在雙方協(xié)商一致的情況下，經(jīng)營主體可按月調(diào)整后續(xù)月份年度雙邊協(xié)商合同價(jià)格，合同電量不允許調(diào)整。廣東電力交易中心按月統(tǒng)計(jì)并披露調(diào)整后的年度合同均價(jià)。
4.發(fā)布統(tǒng)調(diào)負(fù)荷典型參考曲線、市場購電用戶負(fù)荷典型參考曲線兩類典型曲線供經(jīng)營主體參考，經(jīng)營主體應(yīng)根據(jù)自身實(shí)際和發(fā)用電需求簽訂合同分解曲線。
5.發(fā)電企業(yè)和售電公司應(yīng)在年度雙邊協(xié)商合同中約定國家出臺(tái)最新價(jià)格上下限政策后的處理措施。
（三）多月、月度及多日（周）交易。
每月開展多月、月度交易和多日（周）交易，所有交易均帶曲線。多月交易層面，包括雙邊協(xié)商、連續(xù)集中競爭交易，其中連續(xù)集中競爭交易采用市場購電用戶負(fù)荷典型參考曲線方式開展；月度交易層面，包括雙邊協(xié)商、集中競爭交易、發(fā)電側(cè)合同轉(zhuǎn)讓等品種，其中集中競爭交易分別采用市場購電用戶負(fù)荷典型參考曲線、分時(shí)段交易兩種方式開展；多日（周）交易層面，開展周雙邊協(xié)商、多日分時(shí)段集中競爭交易。多月、月度、多日（周）交易品種以及相關(guān)參數(shù)視市場運(yùn)行情況進(jìn)行調(diào)整。
（四）雙邊協(xié)商關(guān)聯(lián)交易電量統(tǒng)計(jì)。
統(tǒng)計(jì)年度、多月、月度雙邊協(xié)商交易相關(guān)的市場價(jià)格時(shí)，同一集團(tuán)發(fā)電企業(yè)、售電公司的年度、多月、月度雙邊協(xié)商交易成交電量按25%權(quán)重計(jì)算，后續(xù)視運(yùn)行情況進(jìn)行調(diào)整。
（五）風(fēng)險(xiǎn)防范。
1.落實(shí)中長期交易合約比例要求。對(duì)經(jīng)營主體年度、多月、月度中長期成交電量之和與年度、多月、月度、周及多日中長期成交電量之和的較小值不足90%的，實(shí)施偏差考核?？己藘r(jià)格為當(dāng)月月度集中競爭交易綜合價(jià)與日前市場統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)月度加權(quán)平均綜合價(jià)之差的一定倍數(shù)。
2.落實(shí)批發(fā)側(cè)與零售側(cè)固定價(jià)格電量匹配要求。售電公司簽訂的年度交易電量應(yīng)與零售合同固定價(jià)格電量合理匹配，對(duì)超過合理偏差范圍的電量按照一定標(biāo)準(zhǔn)征收額外履約擔(dān)保，具體按照最新的履約風(fēng)險(xiǎn)管理實(shí)施細(xì)則執(zhí)行。若售電公司簽訂的年度交易電量少于其簽約零售用戶（含2024年底前及2025年中簽約用戶）的固定價(jià)格電量的，對(duì)差額電量超出該批用戶實(shí)際用電量10%的部分，按年度交易均價(jià)與月度中長期交易綜合價(jià)之差（為負(fù)置零）的0.6倍計(jì)算批零結(jié)構(gòu)不匹配考核電費(fèi)，相關(guān)考核電費(fèi)由全體市場購電用戶按實(shí)際用電量比例分享。
3.一次能源價(jià)格應(yīng)急傳導(dǎo)機(jī)制。根據(jù)國家最新政策規(guī)定，當(dāng)一次能源價(jià)格波動(dòng)超出一定范圍時(shí)，視市場運(yùn)行情況啟動(dòng)一次能源價(jià)格應(yīng)急傳導(dǎo)機(jī)制，按照一定比例對(duì)電量進(jìn)行補(bǔ)償或回收，相關(guān)費(fèi)用由全部工商業(yè)用戶分?jǐn)偦蚍窒?。適時(shí)建立煤電一次能源價(jià)格應(yīng)急傳導(dǎo)機(jī)制。
三、現(xiàn)貨市場交易
（一）完善運(yùn)行補(bǔ)償機(jī)制。
系統(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償費(fèi)用以月度為單位由售電公司以及電網(wǎng)代購用戶按當(dāng)月實(shí)際用電量比例分?jǐn)?。月度分?jǐn)傇O(shè)置上限，達(dá)到上限后，對(duì)各機(jī)組系統(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償費(fèi)用進(jìn)行等比例打折，其中節(jié)假日（含調(diào)休節(jié)假日、連休周末，下同）期間對(duì)應(yīng)的系統(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償費(fèi)用不予打折、全額補(bǔ)償。對(duì)于節(jié)假日期間啟動(dòng)的發(fā)電機(jī)組，啟動(dòng)補(bǔ)償費(fèi)用按照機(jī)組實(shí)際啟動(dòng)狀態(tài)對(duì)應(yīng)的啟動(dòng)成本計(jì)算；對(duì)于非節(jié)假日期間啟動(dòng)的發(fā)電機(jī)組，啟動(dòng)補(bǔ)償費(fèi)用按照機(jī)組實(shí)際啟動(dòng)狀態(tài)對(duì)應(yīng)的啟動(dòng)成本和當(dāng)日上網(wǎng)電量扣減轉(zhuǎn)讓前的代購市場及跨省外送結(jié)算電量（為負(fù)置零）及年度、多月、月度中長期交易電量后占當(dāng)日上網(wǎng)電量的比例（為負(fù)置零）進(jìn)行補(bǔ)償。視市場運(yùn)行情況，優(yōu)化完善系統(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償與啟動(dòng)補(bǔ)償機(jī)制。
（二）完善機(jī)組阻塞分配機(jī)制。
各機(jī)組中長期合約阻塞費(fèi)用單獨(dú)結(jié)算。建立機(jī)組阻塞分配機(jī)制，按照各機(jī)組阻塞分配電量乘以統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)與所在節(jié)點(diǎn)的日前現(xiàn)貨價(jià)格之差向機(jī)組分配（返還）阻塞費(fèi)用，上述阻塞分配（返還）費(fèi)用由直接參與交易的市場機(jī)組按照實(shí)際月度上網(wǎng)電量（核電、新能源為月度上網(wǎng)電量扣減基數(shù)電量，下同）比例分?jǐn)偦蚍窒怼?/p>
阻塞分配電量按以下方式確定：高價(jià)節(jié)點(diǎn)的煤電、氣電為機(jī)組當(dāng)月實(shí)際市場電量和市場交易電量上限較小值的90%；低價(jià)節(jié)點(diǎn)的煤電、氣電為先按當(dāng)月同類機(jī)組平均發(fā)電利用小時(shí)數(shù)的90%對(duì)應(yīng)電量扣減自身代購市場及跨省外送結(jié)算電量后與機(jī)組自身實(shí)際市場電量進(jìn)行取大，再同機(jī)組市場交易電量上限取小后乘90%；核電為機(jī)組實(shí)際市場電量和市場交易電量上限較小值的90%；參與現(xiàn)貨交易的新能源為實(shí)際市場電量扣減10%上網(wǎng)電量后和機(jī)組交易電量上限的較小值。其中，節(jié)點(diǎn)日前月度均價(jià)高于統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)日前月度均價(jià)的為高價(jià)節(jié)點(diǎn)，反之為低價(jià)節(jié)點(diǎn)，月度均價(jià)按市場購電用戶典型曲線加權(quán)計(jì)算；煤機(jī)暫分為100萬、60萬及以下兩類同類型機(jī)組，氣機(jī)暫分為大鵬、非大鵬熱電聯(lián)產(chǎn)（熱電比低于10%的視同常規(guī)氣機(jī)）、非大鵬常規(guī)9H及9F、非大鵬常規(guī)9E及6F四類同類型機(jī)組；同類型機(jī)組平均發(fā)電利用小時(shí)數(shù)對(duì)應(yīng)電量需扣減機(jī)組檢修、非停小時(shí)數(shù)和新投產(chǎn)機(jī)組入市前時(shí)長的占比；阻塞分配電量按市場購電用戶典型曲線分解到小時(shí)。
（三）優(yōu)化現(xiàn)貨出清機(jī)制及參數(shù)。
1.按照有利于促進(jìn)電力保供原則，優(yōu)化現(xiàn)貨出清模型和參數(shù)，適當(dāng)提高現(xiàn)貨出清價(jià)格上限。加強(qiáng)調(diào)度必開機(jī)組的監(jiān)管和不定價(jià)機(jī)組事后復(fù)盤分析。
2.探索優(yōu)化氣電參與現(xiàn)貨市場出清機(jī)制。研究在日前市場安全約束機(jī)組組合（SCUC）模型中，在氣電機(jī)組申報(bào)的各段電能量報(bào)價(jià)上疊加變動(dòng)成本補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，在最小穩(wěn)定技術(shù)出力費(fèi)用上疊加最小穩(wěn)定技術(shù)出力與變動(dòng)成本補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的乘積，擇機(jī)開展試運(yùn)行。進(jìn)一步理順氣機(jī)價(jià)格機(jī)制和市場機(jī)制，結(jié)合市場運(yùn)行情況適時(shí)開展試點(diǎn)。
（四）開展雙邊報(bào)量報(bào)價(jià)試點(diǎn)。
適時(shí)開展現(xiàn)貨市場雙邊報(bào)量報(bào)價(jià)試點(diǎn)交易。起步階段，允許批發(fā)用戶、具備條件的零售用戶（通過具備條件的售電公司參與）自愿選擇報(bào)量報(bào)價(jià)參與日前電能量市場出清，其余市場用戶維持現(xiàn)行的報(bào)量不報(bào)價(jià)（作為日前電能量市場結(jié)算依據(jù)）方式不變。
（五）發(fā)電變動(dòng)成本補(bǔ)償機(jī)制。
根據(jù)機(jī)組實(shí)際上網(wǎng)電量（或市場電量）和度電補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，計(jì)算燃煤、燃?xì)?、風(fēng)電、光伏和核電等發(fā)電企業(yè)變動(dòng)成本補(bǔ)償金額，度電補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為機(jī)組批復(fù)上網(wǎng)電價(jià)（不含補(bǔ)貼）加超低排放電價(jià)后與市場參考價(jià)之差，機(jī)組批復(fù)上網(wǎng)電價(jià)按政府最新價(jià)格政策文件執(zhí)行，其中燃?xì)鈾C(jī)組按照廣東電力市場氣電天然氣價(jià)格傳導(dǎo)機(jī)制有關(guān)規(guī)定，根據(jù)最新天然氣采購綜合價(jià)按月調(diào)整變動(dòng)成本補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，考慮2025年年度交易均價(jià)計(jì)算氣機(jī)變動(dòng)成本補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)調(diào)整觸發(fā)氣價(jià)，具體由廣東電力交易中心另行發(fā)布；核電變動(dòng)成本補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)按照核電參與市場化交易方式執(zhí)行。
發(fā)電側(cè)變動(dòng)成本補(bǔ)償由全體工商業(yè)用戶按月度實(shí)際用電量比例共同承擔(dān)。
（六）用戶側(cè)峰谷平衡機(jī)制。
按照峰平谷f1：1：f2的比例要求（除深圳市峰f1暫定1.53、谷f2暫定0.32外，其他地市峰f1暫定1.7、谷f2暫定0.38；蓄冷用戶峰f1暫定1.65、谷f2暫定0.25；深圳市低壓用戶峰f1暫定1.3553、谷f2暫定0.2894；視市場運(yùn)行情況動(dòng)態(tài)調(diào)整），基于年度交易均價(jià)，對(duì)售電公司按照其零售用戶高峰時(shí)段電量收取年度交易均價(jià)的（f1-1）倍，對(duì)售電公司按照其零售用戶低谷時(shí)段電量補(bǔ)償年度交易均價(jià)的（1-f2）倍；峰谷時(shí)段按照《關(guān)于進(jìn)一步完善我省峰谷分時(shí)電價(jià)政策有關(guān)問題的通知》（粵發(fā)改價(jià)格〔2021〕331號(hào)）的規(guī)定執(zhí)行；深圳市市場購電用戶的峰谷時(shí)段劃分按深圳市峰谷分時(shí)電價(jià)政策執(zhí)行。原不執(zhí)行峰谷價(jià)格政策的用戶不應(yīng)用峰谷平衡機(jī)制。
應(yīng)用峰谷平衡機(jī)制所產(chǎn)生的損益費(fèi)用，由市場購電用戶按電量比例分?jǐn)偦蚍窒怼?/p>
（七）市場分?jǐn)倷C(jī)制。
現(xiàn)貨市場分?jǐn)傎M(fèi)用包括但不限于：市場阻塞盈余、系統(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償、啟動(dòng)補(bǔ)償、發(fā)用電不平衡、并軌不平衡等費(fèi)用。其中，市場阻塞盈余費(fèi)用由發(fā)電企業(yè)分?jǐn)偦蚍窒恚幌到y(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償分?jǐn)傎M(fèi)用、啟動(dòng)補(bǔ)償分?jǐn)傎M(fèi)用由售電公司和電網(wǎng)代購用戶分?jǐn)偅话l(fā)用電不平衡費(fèi)用由發(fā)電企業(yè)和售電公司分?jǐn)偦蚍窒?；并軌不平衡費(fèi)用由發(fā)電企業(yè)和全體工商業(yè)用戶分?jǐn)偦蚍窒怼?/p>
上述現(xiàn)貨市場關(guān)鍵機(jī)制及相關(guān)參數(shù)將根據(jù)市場運(yùn)行實(shí)際情況進(jìn)行動(dòng)態(tài)調(diào)整，具體以配套實(shí)施細(xì)則為準(zhǔn)。
四、零售交易安排及要求
2025年，售電公司與零售用戶在廣東電力市場零售平臺(tái)開展零售市場交易，可采取雙邊協(xié)商、掛牌及邀約等方式，簽訂分峰平谷的絕對(duì)價(jià)格零售合同。主要安排如下：
（一）零售交易模式。
1.電能量交易模式。
按照“固定價(jià)格+聯(lián)動(dòng)價(jià)格+浮動(dòng)費(fèi)用”的模式，開展零售合同簽訂，具體包括：
固定價(jià)格。上限為0.554元/千瓦時(shí)，下限為0.372元/千瓦時(shí)。
聯(lián)動(dòng)價(jià)格。零售合同中應(yīng)不少于10%、不多于30%實(shí)際用電量比例的部分采用市場價(jià)格聯(lián)動(dòng)方式，聯(lián)動(dòng)價(jià)格分為聯(lián)動(dòng)月度價(jià)格和現(xiàn)貨價(jià)格，其中聯(lián)動(dòng)月度價(jià)格可選擇月度交易綜合價(jià)或月度集中交易綜合價(jià)；聯(lián)動(dòng)現(xiàn)貨價(jià)格為日前市場月度綜合價(jià)，聯(lián)動(dòng)電量比例不大于20%。以上聯(lián)動(dòng)價(jià)格均包含批發(fā)市場分?jǐn)傎M(fèi)用。
浮動(dòng)費(fèi)用。為可選項(xiàng)，售電公司和零售用戶可在零售合同約定對(duì)全電量收取浮動(dòng)費(fèi)用，上限為0.015元/千瓦時(shí)，下限為0元/千瓦時(shí)。
2.綠電交易模式。
按照“固定價(jià)格+聯(lián)動(dòng)價(jià)格+偏差費(fèi)用”的模式，開展綠電零售合同簽訂，具體包括：
固定價(jià)格。上限為0.05元/千瓦時(shí)，下限為0元/千瓦時(shí)。
聯(lián)動(dòng)價(jià)格。聯(lián)動(dòng)價(jià)格為綠電批發(fā)市場綠證（綠色環(huán)境價(jià)值）月度均價(jià)。
偏差費(fèi)用。偏差費(fèi)用按照綠證（綠色環(huán)境價(jià)值）偏差電量與偏差價(jià)格計(jì)算。
上述模式中，固定價(jià)格電量與聯(lián)動(dòng)價(jià)格電量之和不得大于電力用戶當(dāng)月實(shí)際用電量的1.2倍。售電公司與電力用戶可在合同中對(duì)偏差電量約定考核費(fèi)用，考核系數(shù)上限為0.2，下限為0。
（二）零售用戶電費(fèi)構(gòu)成。
零售用戶電費(fèi)由零售合同電費(fèi)、輸配電費(fèi)、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用、政府性基金及附加、其他分?jǐn)傎M(fèi)用、市場化需求響應(yīng)費(fèi)用、尖峰加價(jià)電費(fèi)等組成。具體收取情況如下：
零售合同電費(fèi)。按零售合同約定的固定價(jià)格、聯(lián)動(dòng)價(jià)格、浮動(dòng)費(fèi)用、綠證（綠色環(huán)境價(jià)值）等價(jià)格及電量比例計(jì)算執(zhí)行。
輸配電費(fèi)。對(duì)原執(zhí)行非峰谷價(jià)格政策的市場購電用戶，按固定的輸配電價(jià)收?。粚?duì)原執(zhí)行峰谷價(jià)格政策的市場購電用戶，輸配電價(jià)按照我省規(guī)定的峰谷時(shí)段、峰谷比價(jià)執(zhí)行，深圳的市場購電用戶應(yīng)用的輸配電價(jià)按深圳市峰谷分時(shí)電價(jià)政策執(zhí)行。電網(wǎng)企業(yè)按照政府核定公布的輸配電價(jià)收取相應(yīng)的輸配電費(fèi)。市場購電用戶繳納的輸配電費(fèi)與電網(wǎng)企業(yè)收取的輸配電費(fèi)之間的差額資金，納入用戶側(cè)峰谷平衡費(fèi)用。
上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用。按照《廣東省發(fā)展改革委轉(zhuǎn)發(fā)國家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》（粵發(fā)改價(jià)格〔2023〕148號(hào)）要求執(zhí)行。
系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用。包括輔助服務(wù)費(fèi)用、抽水蓄能容量電費(fèi)和容量電費(fèi)分?jǐn)傎M(fèi)用，執(zhí)行峰谷價(jià)格比例。其中，輔助服務(wù)費(fèi)用按國家相關(guān)政策和輔助服務(wù)市場規(guī)則執(zhí)行；抽水蓄能容量電費(fèi)按照《廣東省發(fā)展改革委轉(zhuǎn)發(fā)國家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》（粵發(fā)改價(jià)格〔2023〕148號(hào)）相關(guān)要求執(zhí)行；容量電費(fèi)分?jǐn)傎M(fèi)用按照相關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
政府性基金及附加按政府部門發(fā)布的最新文件要求執(zhí)行。
其他分?jǐn)傎M(fèi)用。包括保障居民農(nóng)業(yè)用電價(jià)格穩(wěn)定的新增損益（含變動(dòng)成本補(bǔ)償分?jǐn)傠娰M(fèi)）、峰谷平衡損益費(fèi)用及其他分?jǐn)傎M(fèi)用。保障居民農(nóng)業(yè)用電價(jià)格穩(wěn)定的新增損益（含變動(dòng)成本補(bǔ)償分?jǐn)傠娰M(fèi)）、峰谷平衡損益費(fèi)用等根據(jù)有關(guān)方案和市場規(guī)則計(jì)算，其中，保障居民農(nóng)業(yè)用電價(jià)格穩(wěn)定的新增損益（含變動(dòng)成本補(bǔ)償分?jǐn)傠娰M(fèi)）由全部工商業(yè)用戶分?jǐn)偦蚍窒?，?zhí)行峰谷價(jià)格比例；峰谷平衡損益費(fèi)用直接由市場購電用戶分?jǐn)偦蚍窒怼?/p>
市場化需求響應(yīng)費(fèi)用，按有關(guān)方案執(zhí)行。
尖峰加價(jià)電費(fèi)。包括尖峰電能量加價(jià)電費(fèi)和尖峰輸配電價(jià)加價(jià)電費(fèi)，向原執(zhí)行峰谷價(jià)格政策的市場購電用戶收取。其中，尖峰電能量加價(jià)電費(fèi)按照市場月度加權(quán)平均價(jià)×峰段系數(shù)f1×0.25收取；尖峰輸配電價(jià)加價(jià)電費(fèi)按照對(duì)應(yīng)各類別、各電壓等級(jí)峰段輸配電價(jià)的0.25倍收取，深圳用戶尖峰輸配電價(jià)按深圳市峰谷分時(shí)電價(jià)政策執(zhí)行。市場購電用戶尖峰電價(jià)的實(shí)施范圍、執(zhí)行時(shí)間、執(zhí)行時(shí)段按照有關(guān)文件規(guī)定執(zhí)行。
（三）零售交易要求。
1.對(duì)原執(zhí)行峰谷價(jià)格的市場購電用戶，其簽訂的零售合同電能量峰谷時(shí)段、價(jià)格峰谷比按照規(guī)定的峰谷時(shí)段和峰平谷f1：1：f2的比例要求執(zhí)行（除深圳市峰f1暫定1.53、谷f2暫定0.32外，其他地市峰f1暫定1.7、谷f2暫定0.38；蓄冷用戶f1暫定1.65、谷f2暫定0.25；深圳市低壓用戶峰f1暫定1.3553、谷f2暫定0.2894；視市場運(yùn)行情況動(dòng)態(tài)調(diào)整）。
2.同一用戶中，原執(zhí)行峰谷價(jià)格政策的計(jì)量點(diǎn)電能量價(jià)格按零售合同約定的峰平谷價(jià)格結(jié)算，原執(zhí)行非峰谷價(jià)格政策的計(jì)量點(diǎn)電能量價(jià)格按合同約定的平段電價(jià)結(jié)算。
3.售電公司和零售用戶可根據(jù)電力供需形勢和一次能源成本情況，簽訂不同周期（如年、半年、季度或多月等）的零售合同。
4.售電公司和零售用戶雙方協(xié)商一致后，可按月為單位調(diào)整零售合同。
5.售電公司和零售用戶可在零售合同中對(duì)固定電價(jià)部分電量簽訂煤電價(jià)格聯(lián)動(dòng)條款。
6.售電公司和零售用戶應(yīng)按照零售平臺(tái)中的零售合同模板建立零售關(guān)系并固化零售結(jié)算模式，交易中心以雙方在零售平臺(tái)簽訂的零售合同作為結(jié)算依據(jù)。
7.售電公司應(yīng)統(tǒng)籌考慮零售用戶不同的用電特性、自身中長期合約占比情況，選擇簽訂相應(yīng)的零售合同模式。
8.售電公司開展雙邊協(xié)商、邀約零售交易前，應(yīng)在零售平臺(tái)上架至少一個(gè)掛牌套餐。
9.售電公司應(yīng)綜合考慮中長期電能量電費(fèi)、現(xiàn)貨電能量電費(fèi)、考核電費(fèi)、市場分?jǐn)偧胺颠€電費(fèi)（包括系統(tǒng)運(yùn)行補(bǔ)償分?jǐn)傠娰M(fèi)、啟動(dòng)補(bǔ)償分?jǐn)傠娰M(fèi)、發(fā)用電不平衡費(fèi)用分?jǐn)偦蚍窒?、偏差收益轉(zhuǎn)移返還電費(fèi)分享、機(jī)組中長期交易偏差考核電費(fèi)分享）等批發(fā)市場購電成本，與零售用戶協(xié)商簽訂電能量零售合同價(jià)格。
10.售電公司和零售用戶應(yīng)在零售合同中約定國家若出臺(tái)最新價(jià)格上下限政策后的處理措施。
11.售電公司與電力用戶可在綠電交易合同中約定綠電結(jié)算優(yōu)先級(jí)。
五、有關(guān)主體參與市場化交易安排
（一）核電參與市場化交易。
2025年，安排嶺澳、陽江核電年度市場化電量約273億千瓦時(shí)。核電機(jī)組與售電公司可通過年度、多月、月度、周及多日各交易品種形成中長期合約電量、價(jià)格及曲線。對(duì)核電應(yīng)用政府授權(quán)單向差價(jià)合約機(jī)制，即按照年月中長期市場交易均價(jià)與政府授權(quán)合約價(jià)格之差（為負(fù)置零）對(duì)授權(quán)合約電量進(jìn)行單向差價(jià)結(jié)算回收，其中授權(quán)合約電量為核電當(dāng)月實(shí)際市場電量的90%，合約價(jià)格為核電核定上網(wǎng)電價(jià)；年月中長期市場交易均價(jià)按核電年度、多月、月度成交電量比例，分別應(yīng)用市場年度、多月、月度中長期交易均價(jià)加權(quán)計(jì)算得到。政府授權(quán)合約差價(jià)電費(fèi)由全體工商業(yè)用戶按照當(dāng)月實(shí)際電量分享。當(dāng)年月中長期市場交易均價(jià)低于市場參考價(jià)時(shí)，核電機(jī)組按照核定上網(wǎng)電價(jià)、年月中長期市場交易均價(jià)中的較大值與市場參考價(jià)之差乘以系數(shù)k（暫取0.85）執(zhí)行變動(dòng)成本補(bǔ)償機(jī)制。對(duì)核電機(jī)組執(zhí)行發(fā)電側(cè)中長期交易偏差考核，其中核電機(jī)組的中長期交易偏差考核系數(shù)為1.1。
在滿足系統(tǒng)安全和電力平衡的基礎(chǔ)上，按照多發(fā)滿發(fā)原則安排核電機(jī)組發(fā)電計(jì)劃。
（二）新能源參與市場化交易。
根據(jù)廣東電力市場配套實(shí)施細(xì)則等有關(guān)規(guī)定，110kV及以上電壓等級(jí)的新能源按“基數(shù)電量+市場電量”方式參與市場，新能源實(shí)際上網(wǎng)電量與基數(shù)電量、中長期電量之差按照現(xiàn)貨節(jié)點(diǎn)電價(jià)進(jìn)行偏差結(jié)算。其中220kV及以上電壓等級(jí)新能源場站，中長期電量（含綠電電能量中長期）不足當(dāng)日實(shí)際上網(wǎng)電量的90%部分，與當(dāng)日實(shí)際上網(wǎng)電量的70%取小后，視為基數(shù)電量；110kV電壓等級(jí)新能源場站，中長期電量（含綠電電能量中長期）不足當(dāng)日實(shí)際上網(wǎng)電量的90%部分，視為基數(shù)電量；2025年1月1日起新建并網(wǎng)的110kV及以上電壓等級(jí)的集中式光伏，中長期電量（含綠電電能量中長期）不足當(dāng)日實(shí)際上網(wǎng)電量的90%部分，與當(dāng)日實(shí)際上網(wǎng)電量的50%取小后，視為基數(shù)電量；基數(shù)電量按實(shí)際上網(wǎng)電量曲線分解到小時(shí)，以批復(fù)上網(wǎng)電價(jià)結(jié)算。對(duì)新能源場站中長期電量不足實(shí)際市場電量扣減10%實(shí)際上網(wǎng)電量部分實(shí)施中長期交易偏差考核，考核系數(shù)取1.0。
對(duì)現(xiàn)貨新能源因日前短期功率預(yù)測導(dǎo)致實(shí)時(shí)偏差電量超過實(shí)際上網(wǎng)電量允許范圍之外的電量部分，以節(jié)點(diǎn)日前、實(shí)時(shí)價(jià)格之差按小時(shí)計(jì)算新能源日前實(shí)時(shí)偏差費(fèi)用，以月為單位、正負(fù)互抵后對(duì)新能源機(jī)組進(jìn)行回收，相關(guān)費(fèi)用由市場煤電、氣電機(jī)組按照上網(wǎng)電量進(jìn)行分享。
（三）獨(dú)立儲(chǔ)能參與市場化交易。
按照新型儲(chǔ)能參與市場化交易有關(guān)方案和實(shí)施細(xì)則規(guī)定，持續(xù)推動(dòng)獨(dú)立儲(chǔ)能試點(diǎn)參與電能量市場和輔助服務(wù)市場，適時(shí)按15分鐘開展電能量電費(fèi)結(jié)算。
（四）抽水蓄能電站參與市場化交易。
按照《廣東省抽水蓄能參與電力市場交易實(shí)施方案》和有關(guān)實(shí)施細(xì)則規(guī)定，有序推進(jìn)抽水蓄能參與電力市場交易，適時(shí)按15分鐘開展電能量電費(fèi)結(jié)算。視市場運(yùn)行情況，逐步擴(kuò)大抽水蓄能參與市場交易規(guī)模，并研究優(yōu)化出清、考核等機(jī)制。
（五）虛擬電廠參與市場化交易試點(diǎn)。
按照《廣東省虛擬電廠參與電力市場交易實(shí)施方案》等有關(guān)要求，推動(dòng)可調(diào)節(jié)負(fù)荷、分布式電源、用戶側(cè)儲(chǔ)能等資源聚合形成虛擬電廠，積極參與電能量、需求響應(yīng)、輔助服務(wù)等市場交易。
六、簡易交易
2025年，適時(shí)研究建立簡易交易機(jī)制，為年用電量一定規(guī)模以下的工商業(yè)用戶提供普遍、惠及、均衡、平等的基本公共零售服務(wù)，符合條件的市場購電用戶可自主選擇參與簡易交易。具體實(shí)施方案另行發(fā)布。
七、可再生能源綠電交易
貫徹落實(shí)《國家發(fā)展改革委 財(cái)政部 國家能源局關(guān)于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進(jìn)可再生能源電力消費(fèi)的通知》（發(fā)改能源〔2023〕1044號(hào)）等有關(guān)精神，按照《廣東省可再生能源交易規(guī)則（試行）》開展我省綠電交易，綠電交易電量以1兆瓦時(shí)為最小交易單位，綠證（綠色環(huán)境價(jià)值）結(jié)算電量以兆瓦時(shí)為單位向下取整確定。后續(xù)研究明確尾差滾動(dòng)處理方式。
八、市場化需求響應(yīng)交易
根據(jù)廣東市場化需求響應(yīng)實(shí)施方案及配套細(xì)則，組織開展需求響應(yīng)交易，按照新型電力負(fù)荷管理系統(tǒng)建設(shè)和應(yīng)用的要求，力爭在市場購電用戶和電網(wǎng)代購用戶資源中培育形成年度最大用電負(fù)荷5%左右的穩(wěn)定調(diào)節(jié)能力。
九、電力輔助服務(wù)市場建設(shè)
加快構(gòu)建適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的輔助服務(wù)市場建設(shè)，開展爬坡輔助服務(wù)市場交易，與電能量市場聯(lián)合出清，充分體現(xiàn)靈活調(diào)節(jié)能力價(jià)值，做好與區(qū)域現(xiàn)貨與輔助服務(wù)市場的銜接；研究備用、慣量等輔助服務(wù)交易品種，以市場化競爭方式確定輔助服務(wù)提供主體并形成交易價(jià)格。
十、銜接機(jī)制
1.市場與計(jì)劃銜接機(jī)制。做好市場與計(jì)劃的并軌運(yùn)行，進(jìn)一步完善優(yōu)先購電計(jì)劃、代理購電機(jī)制與電力市場建設(shè)的有效銜接，適時(shí)推動(dòng)優(yōu)先購電、代理購電分時(shí)現(xiàn)貨偏差結(jié)算，推動(dòng)優(yōu)先發(fā)電（含省間送電）承擔(dān)交易計(jì)劃偏差責(zé)任，保障市場平穩(wěn)有序運(yùn)行。
2.跨省跨區(qū)送受電。積極推動(dòng)西電市場化進(jìn)程，推動(dòng)跨省跨區(qū)發(fā)用電計(jì)劃逐步放開。建立跨省互送電量分配機(jī)制，作為送端省時(shí)，由電網(wǎng)企業(yè)采用掛牌交易形式向直接參與市場交易的燃煤、燃?xì)鈾C(jī)組進(jìn)行采購，成交不足部分按剩余空間分配至機(jī)組，將市場化采購電量作為跨省外送電量成分；作為受端省時(shí)，跨省受入電量作為電網(wǎng)代購用戶、優(yōu)先購電用戶以及線損電量的采購電源。明確省間經(jīng)濟(jì)考核費(fèi)用使用方式，按照省間優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃責(zé)任機(jī)制產(chǎn)生的省間經(jīng)濟(jì)考核費(fèi)用納入省間送電降價(jià)資金，按并軌不平衡資金分?jǐn)偨Y(jié)算處理。
3.與南方區(qū)域電力市場的銜接。保持廣東電力現(xiàn)貨市場先進(jìn)性、完整性及穩(wěn)定性，做好與南方區(qū)域市場的有效銜接和協(xié)同高效有序運(yùn)行。
4.容量電價(jià)按照國家和省有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
十一、工作要求
（一）請(qǐng)各經(jīng)營主體貫徹落實(shí)《國家能源局綜合司關(guān)于進(jìn)一步規(guī)范電力市場交易行為有關(guān)事項(xiàng)的通知》（國能綜通監(jiān)管〔2024〕148號(hào)），依法合規(guī)參與電力市場交易，進(jìn)一步規(guī)范市場報(bào)價(jià)行為，綜合考慮機(jī)組固定成本、燃料成本、能源供需等客觀情況合規(guī)報(bào)價(jià)，推動(dòng)交易價(jià)格真實(shí)準(zhǔn)確反映電力商品價(jià)值。
（二）加強(qiáng)零售用戶賬號(hào)管理。零售用戶賬號(hào)應(yīng)在符合《廣東電力零售市場管理辦法》有關(guān)賬號(hào)管理要求的前提下，在廣東電力交易零售平臺(tái)辦理2025年零售合同簽訂業(yè)務(wù)。請(qǐng)市場用戶認(rèn)真對(duì)照管理要求及相關(guān)通知開展賬號(hào)自查與整改，確保2025年電力交易業(yè)務(wù)正常開展。
（三）建立健全市場風(fēng)險(xiǎn)防控機(jī)制。廣東電力市場成員要強(qiáng)化風(fēng)險(xiǎn)意識(shí)，落實(shí)好防控措施，共同保障電力市場平穩(wěn)運(yùn)行和電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。各經(jīng)營主體要誠信經(jīng)營、理性決策，在合同簽訂時(shí)建立風(fēng)險(xiǎn)共擔(dān)利益共享的機(jī)制，暢通價(jià)格傳導(dǎo)。市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)要加強(qiáng)市場風(fēng)險(xiǎn)警示和市場方案、規(guī)則的宣貫，加強(qiáng)合同登記備案和結(jié)算管理，維護(hù)經(jīng)營主體合法利益，對(duì)異常交易行為、價(jià)格探索建立市場函詢制度，對(duì)未落實(shí)風(fēng)險(xiǎn)防范要求的經(jīng)營主體予以公開提醒，必要時(shí)按程序取消合同登記備案。
（四）各市場成員要嚴(yán)格遵守國家有關(guān)法律法規(guī)、電力市場規(guī)則和市場管理制度，自覺自律，不得操縱市場、損害社會(huì)公共利益和其他經(jīng)營主體的合法權(quán)益。對(duì)違反國家法律提供虛假或偽造證明材料的，移送司法機(jī)關(guān)處理；對(duì)違反市場規(guī)則、擾亂市場秩序的行為，一經(jīng)查實(shí)，國家能源局南方監(jiān)管局會(huì)同廣東省能源局將對(duì)相關(guān)經(jīng)營主體采取中止參與交易的措施，進(jìn)行市場內(nèi)部曝光，并按國家信用管理規(guī)定處理；情節(jié)嚴(yán)重的，依據(jù)電力市場監(jiān)管規(guī)章、規(guī)則有關(guān)規(guī)定處理。
（五）請(qǐng)南方電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心做好西電送廣東年度送電計(jì)劃運(yùn)行調(diào)度安排，按照西電送廣東年度計(jì)劃、西電參與市場化交易結(jié)果共同確定的送電負(fù)荷特性曲線送電。
（六）請(qǐng)廣東電力交易中心會(huì)同廣東省電力調(diào)度中心認(rèn)真做好2025年度電力市場交易相關(guān)工作，積極落實(shí)國家和省有關(guān)工作要求，規(guī)范組織市場交易，加強(qiáng)市場運(yùn)營監(jiān)控，確保2025年電力市場平穩(wěn)有序運(yùn)行，有關(guān)情況及時(shí)報(bào)告。
廣東省能源局 國家能源局南方監(jiān)管局
2024年11月21日
