12月13日，廣西壯族自治區(qū)工業(yè)和信息化廳 廣西壯族自治區(qū)發(fā)展和改革委員會 國家能源局南方監(jiān)管局關于印發(fā)2023年廣西電力市場交易實施方案的通知。
通知指出市場主體包括：
（一）電力用戶
1.暫放開 10 千伏及以上工商業(yè)電力用戶（兩部制用電）、 已準入的現(xiàn)代服務業(yè)集聚區(qū)生產性服務業(yè)用戶參與直接交易。
2.參加市場化交易（含批發(fā)、零售交易）的電力用戶全部 電量需通過批發(fā)或者零售交易購買，且不得同時參加批發(fā)交易 和零售交易。
（二）售電公司 售電公司按照《售電公司管理辦法》（發(fā)改體改規(guī)〔2021〕 1595 號）及廣西電力市場主體準入注冊管理辦法等有關規(guī)定執(zhí) 行。
（三）發(fā)電企業(yè)
1.廣西電網地市級及以上電力調度機構調管的燃煤（含興 義電廠#2 機組，下同）、燃氣、核電發(fā)電企業(yè)，集中式風電、 光伏發(fā)電企業(yè)。
2.燃煤、核電發(fā)電企業(yè)全電量進入市場。
（四）新興市場主體 負荷聚合商、儲能企業(yè)（包括新型儲能、抽水蓄能電站， 下同）等按有關規(guī)定參與交易。
關于光伏進入電力市場交易實施政策信息主要有：
風電、光伏超過等效上網電量的電量參與市場化交易，暫定風電發(fā)電企業(yè)等效利用小時數=800小時，光伏發(fā)電企業(yè)等效利用小時數=500小時。享受補貼的風電、光伏發(fā)電項目參與市場化交易的電量仍繼續(xù)享受補貼。
滿足交易條件，但未注冊參與市場化交易的風電、光伏等發(fā)電企業(yè)，不再設置等效利用小時數，當月上網電量認定為自身原因造成的超發(fā)電量；新投產的，給予三個月過渡期，從第四個自然月起，其當月上網電量認定為自身原因造成的超發(fā)電量。廣西電網根據發(fā)電企業(yè)交易價格成本平衡機制、發(fā)電企業(yè)偏差結算價格機制對超發(fā)電量進行結算，并作為電網企業(yè)代理工商業(yè)用戶購電電量來源。
并網發(fā)電的風電、光伏發(fā)電企業(yè)在交易中心辦理注冊時可暫不提供電力業(yè)務許可證，按實際并網容量注冊并參與市場交易。若未能按規(guī)定時限要求取得電力業(yè)務許可證，被要求停止上網發(fā)電的，暫停后續(xù)交易資格。暫停期間，已成交電量可出讓或繼續(xù)執(zhí)行。
按照廣西峰谷分時電價政策峰谷3:1的比例，峰段在平段的基礎上上浮50%，尖峰在峰段的基礎再上浮20%，谷段子平段的基礎上下浮50%。具體執(zhí)行范圍參照價格主管部門相關文件要求，如遇調整按新規(guī)定執(zhí)行。
交易價格的峰谷浮動以廣西燃煤發(fā)電基準價（420.7元/兆瓦時）作為基準，峰段上調價格為燃煤發(fā)電企業(yè)基準價×（1.5-1），即210.35元/兆瓦時，谷段下調價格為燃煤發(fā)電企業(yè)基準價×（1-0.5），即210.35元/兆瓦時，尖峰上調價格=燃煤發(fā)電企業(yè)基準價×（1.5×（1+0.2）-1），即336.56元/兆瓦時；電力用戶峰段（尖峰）電量結算價格=交易價格+峰段（尖峰）上調價格；電力用戶谷段電量結算價格=交易價格-谷段下調價格。
原文如下：
廣西壯族自治區(qū)工業(yè)和信息化廳 廣西壯族自治區(qū)發(fā)展和改革委員會 國家能源局南方監(jiān)管局關于印發(fā)2023年廣西電力市場交易實施方案的通知
2023年廣西電力市場交易方案的政策解讀
近日，自治區(qū)工業(yè)和信息化廳聯(lián)合自治區(qū)發(fā)展改革委、國家能源局南方監(jiān)管局印發(fā)了《2023年廣西電力交易實施方案》（以下簡稱《實施方案》），為了更好理解和貫徹實施，現(xiàn)將《實施方案》解讀如下：
一、出臺的背景和過程
為深入貫徹落實《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）文件精神，按照《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于積極推進電力市場化交易進一步完善交易機制的通知》（發(fā)改運行〔2018〕1027號）、《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）、《國家發(fā)展改革委關于進一步完善分時電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1093號）、《電力中長期交易基本規(guī)則》(發(fā)改能源規(guī)〔2020〕889號）等有關要求，制定本《實施方案》。2022年10月開始，自治區(qū)工業(yè)和信息化廳會同自治區(qū)發(fā)展改革委、國家能源局南方監(jiān)管局組織啟動《實施方案》起草工作。起草過程中，自治區(qū)工業(yè)和信息化廳深入開展調研，多次召開專題座談會，結合廣西電力行業(yè)實際情況，征求了相關部門、各有關市場主體的意見，進行多次修改完善后，由自治區(qū)工業(yè)和信息化廳、自治區(qū)發(fā)展改革委、國家能源局南方監(jiān)管局聯(lián)合印發(fā)?！秾嵤┓桨浮吠ㄟ^構建主體多元、競爭有序的售電市場，完善市場價格形成機制，真正發(fā)揮市場在電力資源配置中的決定性作用，加快推進電力市場化改革，確保發(fā)用電計劃放開過程中電網安全穩(wěn)定運行和電力用戶的穩(wěn)定供應。
二、《實施方案》的主要內容
《實施方案》由七個部分構成，分別是市場規(guī)模、市場主體、市場交易價格、交易安排、交易結算、市場關鍵機制和其他，主要內容如下：
（一）市場規(guī)模
2022年廣西市場化交易電量預計完成830億千瓦時，根據市場用戶電量增長測算，2023年預計850億千瓦時左右。2023年廣西電力市場中長期電能量交易分為發(fā)用市場主體之間直接開展的電量交易和合同電量轉讓交易。直接交易包括用戶直接交易和電網企業(yè)代理購電交易。
（二）市場主體
1.電力用戶
因與電力現(xiàn)貨市場銜接，市場合同需簽分時曲線，考慮表計更換情況，2022年暫放開10千伏及以上工商業(yè)電力用戶（兩部制用電）以及已準入的集聚區(qū)用戶。用戶參與交易全部電量需通過批發(fā)或者零售交易購買，不得同時參加?？紤]用電體量較小的用戶對市場規(guī)則了解程度不夠，無專職人員等因素，對年度用電量500萬千瓦時以下的用戶要求通過售電公司來代理參與交易。年度用電量取2021年11月1日至2022年10月31日實際外購電量。部分企業(yè)外購電中要存在留成電，或者跨區(qū)跨省市場開展后參與外省區(qū)購電，因此，用戶的留成電、跨區(qū)跨省交易結算外的剩余用電量須通過區(qū)內市場化交易方式采購。
2.售電公司
售電公司按照《售電公司管理辦法》（發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號）及廣西電力市場主體準入注冊管理辦法等有關規(guī)定執(zhí)行。
3.發(fā)電企業(yè)
廣西電網地市級及以上電力調度機構調管的燃煤、燃氣、核電發(fā)電企業(yè)；集中式風電、光伏發(fā)電企業(yè)；豐水期視情況放開水電發(fā)電；待網間結算問題解決后，適時放開地方電網、增量配電網內的發(fā)電企業(yè)；自備機組公平承擔社會責任，符合相關條件后可參與；分布式電源按有關規(guī)定參與。
燃煤、核電發(fā)電企業(yè)全電量進入市場。燃氣發(fā)電企業(yè)自愿選擇，進市場后享受補貼的部分不影響。風電、光伏超過等效上網電量的電量參與市場化交易，暫定風電發(fā)電企業(yè)等效利用小時數=800小時，光伏發(fā)電企業(yè)等效利用小時數=500小時。享受補貼的風電、光伏發(fā)電項目參與市場化交易的電量仍繼續(xù)享受補貼。
4.新興市場主體
按《國家發(fā)展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》（發(fā)改辦運行〔2022〕475號）要求，鼓勵儲能企業(yè)、負荷聚合商等新型市場主體參與交易。列入自治區(qū)儲能發(fā)展規(guī)劃或儲能示范項目的儲能企業(yè)可分別以發(fā)電企業(yè)、電力用戶身份注冊參與交易。
（三）市場交易價格
1.發(fā)電企業(yè)交易價格
發(fā)電企業(yè)采用“基準價+上下浮動”的市場化上網電價機制。所有發(fā)電企業(yè)以廣西內陸燃煤發(fā)電企業(yè)核定上網電價（422.7元/兆瓦時）上浮20%作為交易上限價格（507.24元/兆瓦時），交易價格在上限電價基礎上向下浮動，交易下限價格為各發(fā)電企業(yè)核定的上網電價下浮20%。
2.電力用戶市場購電價格
直接交易用戶用電價格由電能量交易價格、輔助服務費用、輸配電價、政府性基金及附加、市場損益分攤或分享、峰谷浮動價格等組成。
電力用戶代理購電價格由電網企業(yè)根據相關政策文件形成，電網企業(yè)通過市場化方式采購的電量價格按照標的月批發(fā)交易用戶市場交易計劃加權平均價格確定。
根據國家1439號文規(guī)定，對于已參與市場交易、無正當理由改為電網企業(yè)代理購電的用戶，擁有燃煤發(fā)電自備電廠、由電網企業(yè)代理購電的用戶，以及未參與市場交易由電網企業(yè)代理購電的高耗能企業(yè)，用電價格為電網企業(yè)代理購電價格的1.5倍加上輸配電價、政府性基金及附加等。
原則上符合交易條件的電力用戶應參與市場化交易，應于2023年3月1日前辦理市場注冊手續(xù)，通過參與市場交易直接購電。對于2023年3月1日后接火送電的10千伏及以上兩部制工商業(yè)電力用戶，應自接火送電之日起的3個月內（含接火送電當月）辦理市場注冊手續(xù)。上述滿足上述條件但未辦理市場注冊手續(xù)、仍由電網企業(yè)代理購電的，其工商業(yè)用電價格由電網企業(yè)代理購電價格的1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加等組成；已辦理市場注冊手續(xù)的視同已參與交易用戶，按市場規(guī)則執(zhí)行。具體接火送電時間以相關供電企業(yè)確認為準。
高耗能企業(yè)交易價格按市場交易價格機制執(zhí)行，但結算價格在前述價格機制上加收政策性附加價格，不受上浮20%限制。高耗能企業(yè)的結算價格在現(xiàn)價格機制上加收政策性附加價格，高耗能企業(yè)名單由自治區(qū)政府相關主管部門另行確定。
為減少中間環(huán)節(jié)二次分配的復雜性，市場損益分攤或分享、峰谷浮動價格、高耗能企業(yè)政策性附加價格等均在終端電力用戶執(zhí)行，售電公司不參與。儲能企業(yè)因屬于雙重身份，暫不參與市場損益分攤或分享。
3.煤電價格浮動機制
按照平等協(xié)商、利益共享、風險共擔的原則，鼓勵各市場主體簽訂年度中長期交易合同時，約定煤電價格浮動機制，交易價格保持在上、下限范圍內。
（四）市場交易安排
1.交易安排
2023年主要按年度、月度和月內組織。其中，年度主要開展年度市場電量交易、年度電網企業(yè)代理購電交易；月度主要開展月度市場電量直接交易、月度市場合同電量轉讓交易、月度電網企業(yè)代理購電交易、月度代購合同電量轉讓交易；月內主要開展周市場電量直接交易；根據市場需求開展需求側響應交易、現(xiàn)貨電能量交易等。
2.交易要求
為與電力現(xiàn)貨市場銜接，2023年發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司、儲能企業(yè)等以交易單元開展市場化交易，交易電量須分解至小時。
電力用戶根據所屬交易單元按年度選擇參加批發(fā)交易或零售交易，新注冊電力用戶須在注冊過程中完成選擇，存量用戶在年度市場電量交易前規(guī)定時間內完成選擇，逾期未完成選擇的視為零售用戶。零售合同采用線上電子簽訂方式，在廣西電力市場交易系統(tǒng)開展。在開展零售合同線上電子簽訂前，各零售用戶應完成企業(yè)認證及電子簽章申領授權。
為了便于結算，電力用戶交易單元在交易系統(tǒng)完成注冊后，次月電量納入市場交易；戶號或計量點在交易系統(tǒng)發(fā)生變更業(yè)務的，其當月電量按變更前狀態(tài)執(zhí)行，次月起電量按變更后狀態(tài)執(zhí)行。
發(fā)電合同電量轉讓交易應符合節(jié)能減排原則，原則上只允許煤耗高的機組轉讓給煤耗低的機組。儲能企業(yè)暫不參與發(fā)電合同電量轉讓交易。
3.交易品種
交易品種主要有年度市場電量交易、電網企業(yè)代理購電交易、月度市場電量直接交易、月度市場合同電量轉讓交易、月度代購合同電量轉讓交易、周市場電量直接交易等。具體如下：
年度市場電量交易：采用雙邊協(xié)商、掛牌交易方式，標的物為電力用戶2023年外購電量，市場主體可開展多年交易。
2023年年度市場電量交易規(guī)模為650億千瓦時，為了適當引入競爭，設置競爭電量30億千瓦時，即按照680億千瓦時設置各發(fā)電交易單元上限，其中，燃煤發(fā)電企業(yè)440億千瓦時、核電發(fā)電企業(yè)160億千瓦時、風電發(fā)電企業(yè)60億千瓦時、光伏發(fā)電企業(yè)10億千瓦時、燃氣發(fā)電企業(yè)10億千瓦時，各發(fā)電交易單元按所屬發(fā)電類型的裝機容量比例設定交易上限，裝機容量以交易系統(tǒng)注冊容量為準。在規(guī)定的交易時間內，交易電量到達650億千瓦時即結束，其他需求電量參與月度、月內交易。
為了體現(xiàn)年度長協(xié)交易電量“壓艙石”的作用，電力用戶年度交易電量原則上應高于前一年用電量的70%，售電公司年度交易電量原則上應高于其所有代理用戶前一年用電量的70%。前一年用電量以電力用戶2021年11月1日至2022年10月31日實際外購電量為準。
電網企業(yè)代理購電交易：采用掛牌交易方式開展，按年度、月度組織。標的物為電網企業(yè)代理工商業(yè)用戶年度、次月市場化購電電量。電網企業(yè)須在交易系統(tǒng)申報交易需求電量等信息，需求電量須分解至小時，電網企業(yè)根據填報的需求電量進行掛牌，采用一段式申報方式，以報量不報價的方式形成要約。其中開展年度交易時，摘牌電量上限按符合交易條件的發(fā)電交易單元裝機容量占比分配。當電網企業(yè)代理購電交易掛牌成交不足部分由各發(fā)電交易單元按剩余可摘牌電量等比例承擔。
廣西桂東電力股份有限公司等其他電網企業(yè)、增量配電網“保量保價”的優(yōu)先發(fā)電電源滿足不了電網代理購電用戶的用電量時，暫由省級電網（含廣西電網有限責任公司、廣西新電力投資集團有限責任公司）根據發(fā)、用電量預測情況統(tǒng)一開展電網代理購電。
月度市場電量直接交易：采用集中競價交易方式（具備條件后，可采用先開展集中競價交易，后進行滾動撮合交易的方式），按月組織，標的物為電力用戶次月外購電量。
月度市場合同電量轉讓交易：包括發(fā)電合同、用電合同電量轉讓交易，采用雙邊協(xié)商方式，按月組織，交易價格為代發(fā)、代用絕對價格，標的物為當月月度合同電量（不含標的為周的交易）。其中出讓的分月、分日、分時電量不允許超過原合同分解曲線。
月度代購合同電量轉讓交易：僅開展發(fā)電合同電量轉讓交易，采用雙邊協(xié)商方式，按月組織，交易價格為代發(fā)絕對價格，標的物為當月月度代購合同電量（含電網企業(yè)年度代理購電交易分月計劃電量）。月度代購合同電量轉讓交易須按原合同分解曲線轉讓。
周市場電量直接交易：采用掛牌交易方式，具備條件后，可采用滾動撮合交易的方式開展。每周一次，如遇節(jié)假日，根據實際情況進行調整，標的物原則上為次周周一至周日新增用電量，當剩余標的日不足一周時，可與前序周合并開展交易。若計量不具備條件，則每月開展一次月內交易，于每月下旬組織，標的物為電力用戶當月新增外購電量。
（五）交易結算
1.結算原則。
交易結算及市場損益分配按交易單元開展。不滿足按交易單元計量條件的發(fā)電企業(yè)，可按照總上網電量結合交易單元發(fā)電量比例，或以調度自動化系統(tǒng)采集計算的交易單元電量比例擬合分配形成。
零售結算按照廣西電力市場零售結算管理辦法執(zhí)行，未建立代理關系的零售用戶按批發(fā)交易用戶結算原則開展結算及統(tǒng)計。
組織開展周交易時，發(fā)電企業(yè)和批發(fā)交易用戶的周交易負偏差電量按周計算，按相應市場主體月度偏差結算價格結算。在月度結算臨時結果發(fā)布前，周結算臨時結果暫不出具負偏差電量的結算價格。
滿足交易條件，但未注冊參與市場化交易的風電、光伏等發(fā)電企業(yè)，不再設置等效利用小時數，當月上網電量認定為自身原因造成的超發(fā)電量；新投產的，給予三個月過渡期，從第四個自然月起，其當月上網電量認定為自身原因造成的超發(fā)電量。廣西電網根據發(fā)電企業(yè)交易價格成本平衡機制、發(fā)電企業(yè)偏差結算價格機制對超發(fā)電量進行結算，并作為電網企業(yè)代理工商業(yè)用戶購電電量來源。
并網發(fā)電的風電、光伏發(fā)電企業(yè)在交易中心辦理注冊時可暫不提供電力業(yè)務許可證，按實際并網容量注冊并參與市場交易。若未能按規(guī)定時限要求取得電力業(yè)務許可證，被要求停止上網發(fā)電的，暫停后續(xù)交易資格。暫停期間，已成交電量可出讓或繼續(xù)執(zhí)行。
在廣西電網第三監(jiān)管周期輸配電價政策實行前，暫按廣西電網第二監(jiān)管周期輸配電價執(zhí)行，其中參與市場交易的10千伏工商業(yè)用戶延續(xù)執(zhí)行平衡價格，具體價格參照《自治區(qū)工業(yè)和信息化廳關于調整2022年電力市場交易實施方案有關事項的通知》（桂工信運行〔2022〕777號）執(zhí)行。
2.發(fā)電企業(yè)偏差結算價格
根據發(fā)電交易單元產生電量偏差原因不同，將偏差電量分為非自身原因偏差和自身原因偏差。不同原因產生的偏差電量根據偏差率不同，分別設置不同發(fā)電偏差結算價格系數。由廣西中調會同交易中心按有關操作規(guī)范進行認定，結果報政府主管部門和能源監(jiān)管機構；對難以認定的情形，由廣西中調會同交易中心研究提出處理意見建議，報政府主管部門和能源監(jiān)管機構審定。未認定原因的電量均視為因非自身原因產生。對于發(fā)電企業(yè)因惡意申報電量、電價產生的超額偏差收益，原則上需進行回收。
3.批發(fā)交易用戶偏差結算價格
批發(fā)用戶交易單元偏差電量根據偏差率不同，設置不同用電偏差結算價格系數。
4.電網企業(yè)代理購電交易偏差結算價格
電網企業(yè)代理購電交易偏差結算價格參照批發(fā)交易用戶偏差結算價格執(zhí)行。省級電網非市場電源向市場反向供電電量對應的實際購電度電成本由省級電網進行測算，當出現(xiàn)省級電網非市場電源向市場反向供電時，省級電網應于次月25日前向交易中心提供當月省級電網非市場電源反向向市場供電的購電成本。
5.其他電網及增量配電網躉售偏差結算價格
其他電網負偏差電量的結算價格參照廣西電網現(xiàn)行未代理購電時居民和農業(yè)以及未進入市場的工商業(yè)電量對應的平均購電價現(xiàn)行平均購電成本330.9元/兆瓦時執(zhí)行；增量配電網負偏差電量的結算價格參照區(qū)內風電、光伏核定的上網電價執(zhí)行，即420.7元/兆瓦時。
（六）市場關鍵機制
1.發(fā)電企業(yè)成本平衡機制
因風光、燃煤、核電、燃氣等多電源進入市場，各自成本不同、上網電價也不同，為平衡不同類型電源成本差異，在2022年試探的基礎上繼續(xù)建立發(fā)電企業(yè)成本平衡機制。并對不用電源類型設置不同平衡系數，主要是為了平衡各方利益，支持目前經營困難的燃煤發(fā)電企業(yè)，保障全力能源電力保供和電力可持續(xù)發(fā)展，成本平衡后得到的資金主要是支持電力用戶降低用電成本，少部分的給予燃煤電廠支持。其中，6月30日對未按時限要求配置儲能設施的市場化并網風電、光伏項目需向資金池中貢獻更多的資金。
2.峰谷浮動價格機制
按照廣西峰谷分時電價政策峰谷3:1的比例，峰段在平段的基礎上上浮50%，尖峰在峰段的基礎再上浮20%，谷段子平段的基礎上下浮50%。具體執(zhí)行范圍參照價格主管部門相關文件要求，如遇調整按新規(guī)定執(zhí)行。
交易價格的峰谷浮動以廣西燃煤發(fā)電基準價（420.7元/兆瓦時）作為基準，峰段上調價格為燃煤發(fā)電企業(yè)基準價×（1.5-1），即210.35元/兆瓦時，谷段下調價格為燃煤發(fā)電企業(yè)基準價×（1-0.5），即210.35元/兆瓦時，尖峰上調價格=燃煤發(fā)電企業(yè)基準價×（1.5×（1+0.2）-1），即336.56元/兆瓦時；電力用戶峰段（尖峰）電量結算價格=交易價格+峰段（尖峰）上調價格；電力用戶谷段電量結算價格=交易價格-谷段下調價格。
3.市場損益分配機制
市場損益包括市場用戶側電量電費（含電網企業(yè)代理購電）與市場發(fā)電側電量電費間的差額電費（含省級電網向市場反向供電的對應返還）、發(fā)電企業(yè)執(zhí)行成本平衡機制產生的盈余、高耗能用戶的市場政策性附加盈余、10千伏工商業(yè)用戶執(zhí)行平衡價格所需費用等。并按照“取之于市場，用之于市場”原則結合市場主體經營情況每月進行分配或分攤。2023年市場盈余資金主要向用戶側傾斜，發(fā)電側重點支持燃煤、燃氣發(fā)電企業(yè)。
（七）其他
1.遵守市場規(guī)則。各市場主體應依法依規(guī)開展2023年電力市場化交易工作，違規(guī)行為按照《南方區(qū)域電力市場監(jiān)管實施辦法（試行）》（南方監(jiān)能市場〔2021〕156號）處理，失信行為納入廣西電力市場主體信用評價。
2.融入南方區(qū)域市場。在落實省間扶貧電量協(xié)議的基礎上，鼓勵區(qū)內發(fā)電企業(yè)、售電公司（批發(fā)交易用戶）根據區(qū)內供需情況參與省間市場化交易；積極融入南方區(qū)域電力市場，按照區(qū)域市場有關方案和規(guī)則參與試運行。
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