2023年广西电力市场交易方案

近日，广西自治区工业和信息化厅联合自治区发展改革委、国家能源局南方监管局印发了《2023年广西电力交易实施方案》（以下简称《实施方案》），为了更好理解和贯彻实施，现将《实施方案》解读如下：

一、出台的背景和过程

为深入贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）文件精神，按照《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》（发改运行〔2018〕1027号）、《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）等有关要求，制定本《实施方案》。2022年10月开始，自治区工业和信息化厅会同自治区发展改革委、国家能源局南方监管局组织启动《实施方案》起草工作。起草过程中，自治区工业和信息化厅深入开展调研，多次召开专题座谈会，结合广西电力行业实际情况，征求了相关部门、各有关市场主体的意见，进行多次修改完善后，由自治区工业和信息化厅、自治区发展改革委、国家能源局南方监管局联合印发。《实施方案》通过构建主体多元、竞争有序的售电市场，完善市场价格形成机制，真正发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，加快推进电力市场化改革，确保发用电计划放开过程中电网安全稳定运行和电力用户的稳定供应。

二、《实施方案》的主要内容

《实施方案》由七个部分构成，分别是市场规模、市场主体、市场交易价格、交易安排、交易结算、市场关键机制和其他，主要内容如下：

（一）市场规模

2022年广西市场化交易电量预计完成830亿千瓦时，根据市场用户电量增长测算，2023年预计850亿千瓦时左右。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。

（二）市场主体

1.电力用户

因与电力现货市场衔接，市场合同需签分时曲线，考虑表计更换情况，2022年暂放开10千伏及以上工商业电力用户（两部制用电）以及已准入的集聚区用户。用户参与交易全部电量需通过批发或者零售交易购买，不得同时参加。考虑用电体量较小的用户对市场规则了解程度不够，无专职人员等因素，对年度用电量500万千瓦时以下的用户要求通过售电公司来代理参与交易。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。部分企业外购电中要存在留成电，或者跨区跨省市场开展后参与外省区购电，因此，用户的留成电、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。

2.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。

3.发电企业

广西电网地市级及以上电力调度机构调管的燃煤、燃气、核电发电企业；集中式风电、光伏发电企业；丰水期视情况放开水电发电；待网间结算问题解决后，适时放开地方电网、增量配电网内的发电企业；自备机组公平承担社会责任，符合相关条件后可参与；分布式电源按有关规定参与。

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，进市场后享受补贴的部分不影响。风电、光伏超过等效上网电量的电量参与市场化交易，暂定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。享受补贴的风电、光伏发电项目参与市场化交易的电量仍继续享受补贴。

4.新兴市场主体

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）要求，鼓励储能企业、负荷聚合商等新型市场主体参与交易。列入自治区储能发展规划或储能示范项目的储能企业可分别以发电企业、电力用户身份注册参与交易。

（三）市场交易价格

1.发电企业交易价格

发电企业采用“基准价+上下浮动”的市场化上网电价机制。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），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%。

2.电力用户市场购电价格

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。

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。

根据国家1439号文规定，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。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。上述满足上述条件但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。

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，高耗能企业名单由自治区政府相关主管部门另行确定。

为减少中间环节二次分配的复杂性，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。储能企业因属于双重身份，暂不参与市场损益分摊或分享。

3.煤电价格浮动机制

按照平等协商、利益共享、风险共担的原则，鼓励各市场主体签订年度中长期交易合同时，约定煤电价格浮动机制，交易价格保持在上、下限范围内。

（四）市场交易安排

1.交易安排

2023年主要按年度、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；根据市场需求开展需求侧响应交易、现货电能量交易等。

2.交易要求

为与电力现货市场衔接，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。

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。零售合同采用线上电子签订方式，在广西电力市场交易系统开展。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。

为了便于结算，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。

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。储能企业暂不参与发电合同电量转让交易。

3.交易品种

交易品种主要有年度市场电量交易、电网企业代理购电交易、月度市场电量直接交易、月度市场合同电量转让交易、月度代购合同电量转让交易、周市场电量直接交易等。具体如下：

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，为了适当引入竞争，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。在规定的交易时间内，交易电量到达650亿千瓦时即结束，其他需求电量参与月度、月内交易。

为了体现年度长协交易电量“压舱石”的作用，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。

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，需求电量须分解至小时，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。其中开展年度交易时，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、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）根据发、用电量预测情况统一开展电网代理购电。

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。

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。

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。

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。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。若计量不具备条件，则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。

（五）交易结算

1.结算原则。

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。

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。

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。

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；新投产的，给予三个月过渡期，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。

并网发电的风电、光伏发电企业在交易中心办理注册时可暂不提供电力业务许可证，按实际并网容量注册并参与市场交易。若未能按规定时限要求取得电力业务许可证，被要求停止上网发电的，暂停后续交易资格。暂停期间，已成交电量可出让或继续执行。

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。

2.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。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。

3.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。

4.电网企业代理购电交易偏差结算价格

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。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。

5.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现行平均购电成本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。

（六）市场关键机制

1.发电企业成本平衡机制

因风光、燃煤、核电、燃气等多电源进入市场，各自成本不同、上网电价也不同，为平衡不同类型电源成本差异，在2022年试探的基础上继续建立发电企业成本平衡机制。并对不用电源类型设置不同平衡系数，主要是为了平衡各方利益，支持目前经营困难的燃煤发电企业，保障全力能源电力保供和电力可持续发展，成本平衡后得到的资金主要是支持电力用户降低用电成本，少部分的给予燃煤电厂支持。其中，6月30日对未按时限要求配置储能设施的市场化并网风电、光伏项目需向资金池中贡献更多的资金。

2.峰谷浮动价格机制

按照广西峰谷分时电价政策峰谷3:1的比例，峰段在平段的基础上上浮50%，尖峰在峰段的基础再上浮20%，谷段子平段的基础上下浮50%。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×（1.5-1），即210.35元/兆瓦时，谷段下调价格为燃煤发电企业基准价×（1-0.5），即210.35元/兆瓦时，尖峰上调价格=燃煤发电企业基准价×（1.5×（1+0.2）-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。

3.市场损益分配机制

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。并按照“取之于市场，用之于市场”原则结合市场主体经营情况每月进行分配或分摊。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。

（七）其他

1.遵守市场规则。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。

2.融入南方区域市场。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。

详情如下：