4月1日，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》，明确南方五省（广东、广西、云南、贵州、海南）自2025年6月起全面启动新能源（集中式与分布式）参与电力现货市场长周期结算试运行。这一政策是落实国家发改委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》（即“136号文”）精神的重要举措，标志着我国电力市场化改革进入深水区。

政策表示，为落实136号文文件，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，方案按照统筹规划、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。

一、参与现货市场的方式

1、集中式新能源

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。

原则上，风电、光伏项目通过首批风机（光伏区）连续无故障试运行时限起可按规定参与区域现货市场，在并网后30日内（不含并网日）首批风机（光伏区）仍未达到连续无故障试运行时限的，第31日起纳入区域现货市场。

2、分布式新能源

聚合商聚合参与：同一220千伏变电站供电区域内聚合多家分布式新能源，报量报价入市。  

作为价格接受者参与市场方式：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。

二、重点任务

1、集中式新能源

分地区、分时间的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。

2、分布式新能源

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。

其中，5月底前，分布式新能源具备作为价格接受者参与南方区域现货市场条件。暂不具备分时计量条件的项目，电量曲线按照电量数据拟合办法执行。12月前，完成分布式新能源参与现货市场规则修编，确保全网分布式新能源具备入市条件，全网完成分布式新能源“四可”能力提升目标要求。

即：具备15分钟功率采集能力的分布式光伏占比达到50%（广东应达到60%），分布式光伏预测准确率达到80%（广东应达到85%），分布式光伏可调/可控率达到25%（广东应达到30%）。

三、具体目标

1、集中式新能源

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。

2、分布式新能源

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。

在具体时序上，广东省能源主管部门在4月底前试点出台承接工作方案，广西、云南、贵州、海南在12月底前出台承接工作方案，指导各省开展机制电价上下限、竞价组织模式制定等关键工作。

此外，《工作方案》还要求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；做好136号文出台后相关任务的衔接。