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2023年广西电力市场交易实施方案的通知

各市工信和信息化局、发展改革委，广西电力交易中心，各电网企业、增量配电网，各相关发电企业、售电公司、电力用户：

根据国家电力体制改革工作部署和广西电力体制改革总体工作安排，按照《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）、《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）等要求，为稳妥有序推进广西电力市场建设，现将《2023年广西电力市场交易实施方案》印发给你们，请遵照执行。

广西壮族自治区工业和信息化厅广西壮族自治区发展和改革委员会国家能源局南方监管局2022年12月9日
2023年广西电力市场交易实施方案 为稳妥有序推进我区电力市场建设，逐步实现省级电力市场与南方区域电力市场、中长期电力市场与现货电力市场的有序衔接，根据《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）、《电力中长期交易基本规则》(发改能源规〔2020〕889号）、《广西电力中长期交易规则》（南方监能市场〔2021〕200号）等相关文件要求，结合广西电力运行及市场交易实际，制订本实施方案。
一、市场规模2023年广西电力市场中长期电能量交易分为发用市场主体之间直接开展的电量交易(简称直接交易，下同)和合同电量转让交易。直接交易包括用户直接交易和电网企业代理购电交易。除绿色电力交易以外的直接交易视为常规电能量交易。2023年广西电力市场交易电量预计850亿千瓦时左右。
二、市场主体（一）电力用户1.暂放开10千伏及以上工商业电力用户（两部制用电）、已准入的现代服务业集聚区生产性服务业用户参与直接交易。2.参加市场化交易（含批发、零售交易）的电力用户全部电量需通过批发或者零售交易购买，且不得同时参加批发交易和零售交易。其中年度用电量500万千瓦时以下的电力用户仅可通过售电公司代理参与零售交易，年度用电量取2021年11月1日至2022年10月31日实际外购电量。执行留成电等特殊电价、参与跨区跨省交易的电力用户，特殊电价电量、跨区跨省交易结算外的剩余用电量须通过区内市场化交易方式采购。（二）售电公司售电公司按照《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号）及广西电力市场主体准入注册管理办法等有关规定执行。（三）发电企业1.广西电网地市级及以上电力调度机构调管的燃煤（含兴义电厂2机组，下同）、燃气、核电发电企业，集中式风电、光伏发电企业；丰水期期间视情况放开水电发电企业参与市场化交易；适时放开地方电网、增量配电网内的发电企业按国家有关规定和市场交易规则参与市场化交易；自备机组公平承担社会责任，符合相关条件后可参与市场化交易；分布式电源按有关规定参与市场化交易。2.燃煤、核电发电企业全电量进入市场。燃气发电企业自愿选择进入市场，符合条件的仍可根据政府文件享受补贴。风电、光伏超过等效上网电量的电量参与市场化交易，风电、光伏发电企业月度（周）等效上网电量=min[该风电、光伏发电企业当月（周）上网电量，该风电、光伏发电企业当月（周）上网电量×风电、光伏发电企业等效利用小时数/该风电、光伏发电企业近三年平均利用小时数]，该风电、光伏发电企业当月（周）上网电量=∑该风电、光伏发电企业第i日上网电量电量，i为标的月（周）天数。风电发电企业等效利用小时数=800小时，光伏发电企业等效利用小时数=500小时。各风电发电企业近三年（2019-2021年）平均利用小时数由广西电网电力调度控制中心（以下简称广西中调）提供，详见附录1，未在附录1明确的，参照近三年广西中调调管风电发电企业平均利用小时数2325.7小时执行。各光伏发电企业近三年（2019-2021年）平均利用小时数统一按1118小时执行，详见附录2。纳入国家可再生能源发电补助项目清单范围的风电、光伏发电项目参与市场化交易的，相关电量补贴资金按照国家有关规定执行。后续将根据国家和自治区工作要求、优发电源界定、电网代理购电规模等情况适时调整电源入市要求。（四）新兴市场主体负荷聚合商、储能企业（包括新型储能、抽水蓄能电站，下同）等按有关规定参与交易。列入自治区储能发展规划或储能示范项目的储能企业，依法取得项目核准或者备案文件，签订并网调度协议和购售电合同后，可在交易中心办理注册手续，以发电企业、电力用户两种身份开通相应操作账户。储能企业以发电企业身份参与交易时，应承担发电企业权利和义务，暂只允许参与月度、周市场电量直接交易；储能企业以电力用户身份参与交易时，应承担电力用户权利和义务，可选择由售电公司代理参与零售交易，也可选择直接参与批发交易。其他要求按《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（发改办运行〔2022〕475号）执行。
三、市场交易价格（一）发电企业交易价格1.发电企业采用基准价+上下浮动的市场化上网电价机制。2.所有发电企业以广西内陆燃煤发电企业核定上网电价（422.7元/兆瓦时）上浮20%作为交易上限价格（507.24元/兆瓦时，以下简称上限电价），交易价格在上限电价基础上向下浮动，交易下限价格为各发电企业核定的上网电价下浮20%，具体浮动幅度由市场交易形成。各发电企业核定的上网电价详见附录3。（二）电力用户市场购电价格1.直接交易用户用电价格由电能量交易价格、辅助服务费用、输配电价、政府性基金及附加、市场损益分摊或分享、峰谷浮动价格等组成。2.电网代理购电用户。电力用户代理购电价格由电网企业根据相关政策文件形成，电网企业通过市场化方式采购的电量价格按照标的月批发交易用户市场交易计划加权平均价格确定。对于已参与市场交易、无正当理由改为电网企业代理购电的用户，拥有燃煤发电自备电厂、由电网企业代理购电的用户，以及未参与市场交易由电网企业代理购电的高耗能企业，用电价格为电网企业代理购电价格的1.5倍加上输配电价、政府性基金及附加等。原则上符合交易条件的电力用户应参与市场化交易，应于2023年3月1日前办理市场注册手续，通过参与市场交易直接购电。未办理市场注册手续、仍由电网企业代理购电的，2023年3月1日起，其工商业用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加等组成；已办理市场注册手续的视同已参与交易用户，按市场规则执行。对于2023年3月1日后接火送电的10千伏及以上两部制工商业电力用户，应自接火送电之日起的3个月内（含接火送电当月）办理市场注册手续。自接火送电之日后的第四个自然月起，未办理市场注册手续、仍由电网企业代理购电的，其工商业用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加等组成；已办理市场注册手续的视同已参与交易用户，按市场规则执行。具体接火送电时间以相关供电企业确认为准。3.高耗能企业交易价格按市场交易价格机制执行，但结算价格在前述价格机制上加收政策性附加价格，不受上浮20%限制。高耗能企业的结算价格在现价格机制上加收政策性附加价格Pt，Pt=标的月批发交易用户市场交易计划加权平均价格×kg，kg、高耗能企业名单由自治区政府相关主管部门另行确定。4.市场损益分摊或分享、峰谷浮动价格、高耗能企业政策性附加价格等均在终端电力用户执行，售电公司不参与分摊或分享。储能企业不参与市场损益分摊或分享。5.批发交易用户月度市场交易计划加权平均价格不含绿色电力交易环境溢价（绿证价格）及合同电量转让交易价格。（三）煤电价格浮动机制鼓励各市场主体签订年度中长期交易合同时，须充分考虑电力供需平衡、燃料价格等因素，按照平等协商、利益共享、风险共担的原则，约定煤电价格浮动机制。采取煤电价格浮动机制后的交易价格应始终保持在上、下限范围内。
四、市场交易安排（一）交易安排2023年广西电力市场化交易主要按年度、月度和月内组织。其中，年度主要开展年度市场电量交易、年度电网企业代理购电交易；月度主要开展月度市场电量直接交易、月度市场合同电量转让交易、月度电网企业代理购电交易、月度代购合同电量转让交易；月内主要开展周市场电量直接交易；根据国家及广西有关规定开展绿色电力交易、绿证交易和需求侧响应交易，适时开展现货电能量交易。发电侧净合同电量上限调整系数、各发电类型交易单元市场化交易空间系数等相关交易参数详见附录4。（二）交易要求1.2023年发电企业、电力用户、售电公司、储能企业等以交易单元开展市场化交易，交易电量须分解至小时。中长期电能量交易分时曲线在现货环境下应用，结算参考点按现货交易方案执行。2.作为参加交易并成交的必要条件，售电公司的履约保函有效期应覆盖交易标的（含批发、零售交易）的执行周期加2个自然月，且期间履约保函充足率均应不小于100%。其中，零售交易标的的执行周期以线上签订零售合同的履行期限为准。3.年分月、月分日典型曲线包括统调负荷曲线（附录5）、大工业用户负荷曲线（附录6）；日分时典型曲线包括统调负荷曲线、大工业用户负荷曲线、日分时电量比例D1、日分时电量比例D2。采用双边协商、挂牌交易方式的，可采用自定义分解曲线或典型曲线；采用集中竞价、滚动撮合交易方式的，年分月、月分日典型曲线采用大工业用户负荷曲线，日分时典型曲线比例采用日分时电量比例D1或D2。4.电力用户根据所属交易单元按年度选择参加批发交易或零售交易，新注册电力用户须在注册过程中完成选择，存量用户在年度市场电量交易前规定时间内完成选择，逾期未完成选择的视为零售用户。售电公司与电力用户所属交易单元按自然月开展零售代理关系的建立、变更或解除，可以建立多年零售代理关系。零售代理关系建立、变更或解除的时间周期为次月及后续月份。年度市场电量交易过程中不允许变更或解除代理关系。零售合同采用线上电子签订方式，在开展零售合同线上电子签订前，各零售用户应完成企业认证及电子签章申领授权。5.电力用户交易单元在交易系统完成注册后，次月电量纳入市场交易；户号或计量点在交易系统发生变更业务的，其当月电量按变更前状态执行，次月起电量按变更后状态执行。6.发电合同电量转让交易应符合节能减排原则，原则上只允许煤耗高的机组转让给煤耗低的机组，燃煤机组可以转让给燃气机组，燃煤、燃气机组也可以转让给核电、风电、光伏机组；核电、风电、光伏机组之间可以相互转让。储能企业暂不参与发电合同电量转让交易。各发电企业交易单元合同电量转让优先级详见附录7。7.2023年各类交易品种的交易组织、交易结算及零售合同线上签订等业务统一在广西电力市场交易系统（以下简称交易系统）开展。（三）交易品种1.年度市场电量交易采用双边协商、挂牌交易方式，标的物为电力用户2023年外购电量，市场主体可开展多年交易。2023年年度市场电量交易规模为650亿千瓦时，设置竞争电量30亿千瓦时，即按照680亿千瓦时设置各发电交易单元上限，其中，燃煤发电企业440亿千瓦时、核电发电企业160亿千瓦时、风电发电企业60亿千瓦时、光伏发电企业10亿千瓦时、燃气发电企业10亿千瓦时，各发电交易单元按所属发电类型的装机容量比例设定交易上限，装机容量以交易系统注册容量为准。直接参与批发交易的电力用户（售电公司）年度交易分月电量上限=2021年11月1日至2022年10月31日实际外购电量（代理零售用户2021年11月1日至2022年10月31日实际外购电量总和）×调整系数y1（详见附录8）。电力用户年度交易电量原则上应高于前一年用电量的70%，售电公司年度交易电量原则上应高于其所有代理用户前一年用电量的70%。前一年用电量以电力用户2021年11月1日至2022年10月31日实际外购电量为准。2.电网企业代理购电交易采用挂牌交易方式开展，按年度、月度组织。标的物为电网企业代理工商业用户年度、次月市场化购电电量。电网企业须在交易系统申报交易需求电量等信息，电网企业根据填报的需求电量进行挂牌，采用一段式申报方式，以报量不报价的方式形成要约，摘牌电量上限按符合交易条件的发电交易单元装机容量占比分配。当电网企业代理购电交易挂牌成交不足部分由各发电交易单元按剩余可摘牌电量等比例承担。广西桂东电力股份有限公司等其他电网企业（以下简称其他电网）、增量配电网保量保价的优先发电电源满足不了电网代理购电用户的用电量时，暂由省级电网（含广西电网有限责任公司、广西新电力投资集团有限责任公司，下同）根据发、用电量预测情况统一开展电网代理购电。3.月度市场电量直接交易采用集中竞价交易方式（具备条件后，可采用先开展集中竞价交易，后进行滚动撮合交易的方式），按月组织，标的物为电力用户次月外购电量。其中发电企业作为售电方参与交易，批发交易用户作为购电方参与交易。4.月度市场合同电量转让交易包括发电合同、用电合同电量转让交易，采用双边协商方式，按月组织，交易价格为代发、代用绝对价格，标的物为当月月度合同电量（不含标的为周的交易）。其中出让的分月、分日、分时电量不允许超过原合同分解曲线。5.月度代购合同电量转让交易仅开展发电合同电量转让交易，采用双边协商方式，按月组织，交易价格为代发绝对价格，标的物为当月月度代购合同电量（含电网企业年度代理购电交易分月计划电量）。月度代购合同电量转让交易须按原合同分解曲线转让。6.周市场电量直接交易采用挂牌交易方式，具备条件后，可采用滚动撮合交易的方式开展。计量条件具备后，每周一次，如遇节假日，根据实际情况进行调整，标的物原则上为次周周一至周日新增用电量，当剩余标的日不足一周时，可与前序周合并开展交易。其中发电企业作为售电方参与交易，批发交易用户作为购电方参与交易。计量条件具备前，每月开展一次月内交易，于每月下旬组织，标的物为电力用户当月新增外购电量。7.绿色电力交易绿色电力交易方案按照国家、南方区域规则以及广西实施方案开展，交易方案另行制定。8.需求侧响应交易按照广西电力市场化需求响应实施方案及相关规定执行。9.现货电能量交易与区域电力市场配套的现货电能量交易方案另行制定。
五、交易结算（一）结算原则1.交易结算及市场损益分配按交易单元开展。不满足按交易单元计量条件的发电企业，可按照总上网电量结合交易单元发电量比例，或以调度自动化系统采集计算的交易单元电量比例拟合分配形成。具体电量数据由电网企业提供。2.开展现货结算试运行时，按现货结算实施细则及现货市场结算试运行方案相关要求进行结算。3.零售结算按照广西电力市场零售结算管理办法执行，未建立代理关系的零售用户按批发交易用户结算原则开展结算及统计。4.组织开展周交易时，发电企业和批发交易用户的周交易负偏差电量按周计算，按相应市场主体月度偏差结算价格结算。在月度结算临时结果发布前，周结算临时结果暂不出具负偏差电量的结算价格。5.各类型发电企业市场电量按以下方式计算：燃煤、核电、储能企业发电交易单元月度（周）市场电量=月度（周）上网电量；风电、光伏发电交易单元月度（周）市场电量=月度（周）上网电量-月度（周）等效上网电量；燃气发电交易单元月度（周）市场电量=min[月度（周）上网电量，月度（周）交易电量]。6.电力用户用电交易单元月度（周）市场电量=用电交易单元月度（周）用网电量-用电交易单元月度（周）留成电量；储能企业用电交易单元月度（周）市场电量=用电交易单元月度（周）用网电量。7.满足交易条件，但未注册参与市场化交易的风电、光伏等发电企业，不再设置等效利用小时数，当月上网电量认定为自身原因造成的超发电量；对于新投产的风电、光伏等发电企业，自投产月份起三个自然月内（含投产月）应办理注册入市手续，注册后次月上网电量参与市场交易及结算，如未按期完成注册的，从第四个自然月起，其当月上网电量认定为自身原因造成的超发电量。广西电网根据发电企业交易价格成本平衡机制、发电企业偏差结算价格机制对超发电量进行结算，并作为电网企业代理工商业用户购电电量来源。为进一步落实风电、光伏等新能源发电企业应并尽并要求，新能源企业可以在交易中心注册参与电力市场交易，按照规定取得电力业务许可证（发电类），具体按照国家能源局《电力业务许可证监督管理办法》《关于贯彻落实放管服改革精神优化电力业务许可管理有关事项的通知》等文件规定执行。8.在广西电网第三监管周期输配电价政策实行前，暂按广西电网第二监管周期输配电价执行。其中，参与市场交易的10千伏工商业用户延续执行平衡价格，具体价格参照《自治区工业和信息化厅关于调整2022年电力市场交易实施方案有关事项的通知》（桂工信运行〔2022〕777号）执行。（二）发电企业偏差结算价格根据发电交易单元产生电量偏差原因不同，将偏差电量分为非自身原因偏差和自身原因偏差。不同原因产生的偏差电量根据偏差率不同，分别设置不同发电偏差结算价格系数N正，t、N负，t，相关参数见附录9。除本方案已明确的自身原因产生的超发电量外，发电交易单元其余因自身原因产生的偏差电量，由广西中调会同交易中心按有关操作规范进行认定，结果报政府主管部门和能源监管机构；对难以认定的情形，由广西中调会同交易中心研究提出处理意见建议，报政府主管部门和能源监管机构审定。未认定原因的电量均视为因非自身原因产生。对于发电企业因恶意申报电量、电价产生的超额偏差收益，原则上需进行回收，具体认定原则及回收机制另行规定。（三）批发交易用户偏差结算价格批发用户交易单元偏差电量根据偏差率不同，设置不同用电偏差结算价格系数U正，t、U负，t，相关参数见附录10。（四）电网企业代理购电交易偏差结算价格1.电网企业代理购电交易偏差结算价格参照批发交易用户偏差结算价格执行。2.省级电网非市场电源向市场反向供电电量对应的实际购电度电成本由省级电网进行测算，当出现省级电网非市场电源向市场反向供电时，省级电网应于次月25日前向交易中心提供当月省级电网非市场电源反向向市场供电的购电成本。（五）其他电网及增量配电网趸售偏差结算价格其他电网负偏差电量的结算价格参照广西电网现行平均购电成本（现阶段参照广西电网未代理购电时居民和农业以及未进入市场的工商业电量对应的平均购电价330.9元/兆瓦时）执行；增量配电网负偏差电量的结算价格参照区内风电、光伏核定的上网电价执行，即420.7元/兆瓦时。如有调整按最新标准执行。
六、市场关键机制（一）发电企业成本平衡机制为平衡不同类型电源成本差异，建立发电企业成本平衡机制。对于燃煤发电企业、燃气发电企业、储能企业的交易价格超出其核定上网电价上浮20%的部分纳入成本平衡费用（兴义电厂2机组参与广西区内市场交易价格超过497.59元/兆瓦时部分进行平衡）。其他类型（包括风电、光伏、核电，下同）发电企业成本平衡费用=其他类型发电企业结算电量×(上限电价-发电企业核定上网电价×KS)，其中，核电KS值暂按1.1执行，享受国家可再生能源补贴的风电、光伏项目KS值按1执行，平价上网风电、光伏项目KS值按1.1执行。其中，对未按时限要求配置储能设施的市场化并网风电、光伏项目KS值按0.75执行（暂执行至2023年6月30日），完成储能设施配置后的次月，参照对应的KS值执行。纳入国家可再生能源项目补助范围的风电、光伏发电项目名单、以及是否按时限要求配置储能等信息由自治区电力主管部门会同电网企业提供至交易中心，风电、光伏发电企业注册参与市场交易前应明确上述信息。为确保市场平稳有序，可根据各电源成交电量和电价等因素适时调整KS。水电价格系数进入市场后再另行规定。（二）峰谷浮动价格机制按照w1:1:w2（w1暂定为1.5，w2暂定为0.5，w3暂定为0.2，下同），尖峰在峰段电价基础上上浮w3的峰平谷比价，对电力用户设置峰谷浮动机制。电力用户按照实际分时段电量及峰平谷电价开展结算，具体执行范围参照价格主管部门相关文件要求，如遇调整按新规定执行。交易价格的峰谷浮动以广西燃煤发电基准价（420.7元/兆瓦时）作为基准，峰段上调价格为燃煤发电企业基准价×（w1-1），即210.35元/兆瓦时，谷段下调价格为燃煤发电企业基准价×（1-w2），即210.35元/兆瓦时，尖峰上调价格=燃煤发电企业基准价×（w1×（1+w3）-1），即336.56元/兆瓦时；电力用户峰段（尖峰）电量结算价格=交易价格+峰段（尖峰）上调价格；电力用户谷段电量结算价格=交易价格-谷段下调价格。（三）市场损益分配机制1.市场损益包括市场用户侧电量电费（含电网企业代理购电）与市场发电侧电量电费间的差额电费（含省级电网向市场反向供电的对应返还）、发电企业执行成本平衡机制产生的盈余、高耗能用户的市场政策性附加盈余、10千伏工商业用户执行平衡价格所需费用等。2.市场损益费用按照取之于市场，用之于市场原则结合市场主体经营情况进行分配或分摊。2023年市场盈余资金主要向用户侧倾斜，发电侧重点支持燃煤、燃气发电企业。具体分配系数见附录11。3.市场损益分配按月结月清原则开展，如市场损益分配后发生变化的，差额部分合并至后续月份进行损益分配。
七、其他（一）其他未尽事宜按《广西电力市场中长期电能量交易实施细则（非现货环境下）》、《广西电力批发市场结算实施细则（非现货环境下）》等执行。（二）各市场主体应依法依规开展2023年电力市场化交易工作，违规行为按照《南方区域电力市场监管实施办法（试行）》（南方监能市场〔2021〕156号）处理，失信行为纳入广西电力市场主体信用评价。（三）在落实省间扶贫电量协议的基础上，鼓励区内发电企业、售电公司（批发交易用户）根据区内供需情况参与省间市场化交易；积极融入南方区域电力市场，按照区域市场有关方案和规则参与试运行。（四）加强电力市场履约监管，做好履约风险监测预警。交易中心按照本方案要求，及时开展政策宣贯活动，组织我区电力市场交易各项工作，并将相关交易情况汇总反馈自治区工业和信息化厅。（五）电网企业需做好参与交易用户分时段计量表计的安装维护，指导用户科学合理申报分时段用电计划，引导用户调整用电行为，错峰用电、削峰填谷，提升系统运行效率。（六）各地市工信部门积极组织辖区内电力用户、发电企业参与全年电力市场交易，做好宣传和指导工作。（七）本方案附录表格中有关参数，可由交易中心根据市场运行情况提出调整建议，报自治区政府主管部门和能源监管机构，按程序进行调整。

（八）本方案执行过程中，遇国家、自治区电力市场化改革相关政策调整的，按最新政策执行。

附件：2023年广西电力市场交易实施方案.doc

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