广西壮族自治区工业和信息化厅发布了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关于印发2024年广西电力市场交易实施方案的通知，其中提出，有序推动工商业用户进入电力市场，2024年广西电力市场规模预计920亿千瓦时左右。
2024年广西电力市场化交易主要按年度、月度和周组织。2024年按照峰段、平段、谷段三个时段开展分时段交易，其中上半年根据各时段交易电量总和及平段交易价格开展交易结算，并开展分时段模拟结算。采用双边协商、挂牌交易方式，标的物为发电企业、电力用户2024年市场化上网电量、外购电量（不含留存电量，下同），鼓励签订多年电力中长期合同。其中，分时段交易电量、分时段交易价格应分别明确。
详情如下：
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关于印发2024年广西电力市场交易实施方案的通知
桂工信运行〔2023〕895号
根据《电力中长期交易基本规则》(发改能源规〔2020〕889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）、《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）、《关于做好2024年电力中长期合同签订履约工作的通知》（发改运行〔2023〕1662号）等文件要求，为稳妥有序推进我区电力市场建设，实现中长期电力市场与现货电力市场的有序衔接，现将《2024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
2023年12月29日
附件：2024年广西电力市场交易实施方案
2024年广西电力市场交易实施方案
一、市场规模
有序推动工商业用户进入电力市场，2024年广西电力市场规模预计920亿千瓦时左右。
二、市场主体
（一）电力用户
放开10千伏及以上工商业电力用户（两部制用电）参与直接交易。
（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）及广西电力市场注册管理办法等有关规定执行。
（三）发电企业
2.燃煤发电企业全电量（含新投产机组商运后电量）进入市场；红沙核电1、2、3号机组全电量进入市场,4号机组暂不进入市场；燃气发电企业自愿选择进入市场；集中式风电、光伏发电企业超过等效上网电量的电量参与市场化交易，集中式风电发电企业等效利用小时数为800小时，集中式光伏发电企业等效利用小时数为500小时。
（四）独立储能
符合有关规定的独立储能，按规定办理备案手续，签订并网调度协议和购售电合同后，可在广西电力交易中心（以下简称“交易中心”）办理注册手续，可自愿分别按照发电企业、电力用户身份注册参与交易。其他要求按国家、自治区有关文件执行。
三、市场交易价格
（一）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，按照峰段、平段、谷段三个时段分别形成分时段交易价格。燃煤发电企业平段交易价格上下限分别为核定上网电价上下浮20%，其他发电企业平段交易价格可在核定上网电价基础上上浮20%，价格下限最低为0；峰段交易价格上下限为各自平段交易价格上下限的1.15倍；谷段交易价格上下限为各自平段交易价格上下限的0.85倍。价格具体浮动幅度由市场交易形成。峰段、平段、谷段各时段划分参照政府主管部门有关文件执行，鼓励通过分时段交易价格拉大峰谷价差。各发电企业分时段交易价格上下限详见附录1。
（二）电力用户市场购电价格
2.电网企业代理购电用户购电价格按现行政策形成，电网企业通过市场化方式采购的各时段电量价格根据标的月（周）各时段批发交易用户市场交易计划加权平均价格（不含绿色电力交易环境溢价及合同电量转让交易价格、代购合同电量转让交易、多方多年合作协议价格，下同）确定。
3.由电网企业代理购电的10千伏及以上两部制用户代理购电价格按照《关于做好第三监管周期输配电价和电网企业代理购电落实工作有关事项的通知》（桂发改价格〔2023〕404号）等有关要求执行，如遇调整按最新规定执行。
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（正式开展分时段交易后为168.28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（正式开展分时段交易后为168.28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（正式开展分时段交易后为286.08元/兆瓦时）；电力用户峰段（尖峰）电量结算价格=峰段交易价格+峰段（尖峰）上调价格；电力用户谷段电量结算价格=谷段交易价格-谷段下调价格。
5.高耗能企业交易价格按国家、自治区有关政策规则执行。
四、市场交易安排
（一）交易安排
（二）交易要求
1.2024年按照峰段、平段、谷段三个时段开展分时段交易，其中上半年根据各时段交易电量总和及平段交易价格开展交易结算，并开展分时段模拟结算。下半年具备条件后，分别按照峰段、平段、谷段开展分时段交易正式结算，具体安排另行通知。
4.作为参加交易并成交的必要条件，售电公司的履约保障凭证生效日期应不晚于交易标的开始日期，终止日期不早于交易标的月份次月起6个自然月最后一天。参与交易时，售电公司应确保其信用额度占用率不超过100%。
5.为保障交易的灵活性，同一次交易增加至3个交易员账号进行交易操作。
（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，标的物为发电企业、电力用户2024年市场化上网电量、外购电量（不含留存电量，下同），鼓励签订多年电力中长期合同。其中，分时段交易电量、分时段交易价格应分别明确。
鼓励燃煤发电企业、电力用户、售电公司年度交易电量超过前一年发/用电量（其中售电公司用电量为其代理所有零售用户前一年用电量）的60%，前一年用电量以电力用户2022年12月1日至2023年11月30日实际外购电量为准。
同一投资主体的发电企业及其关联售电公司（具体名单详见附录7）之间的年度市场交易电量不得超过售电公司可交易电量的50%。
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、周组织。标的物为电网企业代理工商业用户次年、次月、月度（周）市场化购电电量。
电网企业按照各时段总需求电量进行挂牌，采用一段式申报方式，以报量不报价的方式形成要约。各发电企业在交易电量上限范围内自行确定摘牌电量，各时段成交电量根据电网企业挂牌电量的分时段曲线比例进行分配，未成交电量按各类型发电企业交易单元剩余交易上限等比例分配，分配电量不受交易上限限制，因分配电量造成的等量负偏差电量视为非自身原因偏差电量。发电企业电网企业代理购电年度交易与年度市场电量交易共用上限。
广西能源股份有限公司等其他电网企业（以下简称“其他电网”）、增量配电网网内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
采用集中竞价方式，按月度组织，标的物为发电企业、电力用户次月市场化上网电量、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.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，按月度组织。标的物为次月合同电量，交易价格为代发、代用价格，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，各类型发电企业合同电量可相互转让。
5.代购合同电量转让交易
开展发电合同电量转让交易，采用双边协商方式，按月度组织，交易价格为代发价格，标的物为次月代购合同电量。月度代购合同电量转让交易须按原合同分解曲线转让，各类型发电企业合同电量可相互转让。
6.周市场电量直接交易
采用滚动撮合交易方式，标的物为发电企业、电力用户当月市场化上网电量、外购电量。其中发电企业可作为售电方、购电方参与交易，批发交易用户可作为购电方、售电方参与交易。周市场电量直接交易每周定期组织开市，原则上每月开展四次，发电企业交易单元周市场电量可申报卖出额度（与电网企业代理购电周交易共用额度）、批发交易用户交易单元周市场电量可申报买入额度分别为月度可申报卖出（买入）额度的四分之一。开展以次周电量为标的交易后，按照“周清月结”方式进行结算，具体要求另行通知。
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.低谷电力消纳及需求侧响应交易
9.现货电能量交易
根据南方区域电力现货市场结算试运行要求，对部分日开展现货结算试运行，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.以月度电量为标的组织交易时，按照“月清月结”的原则开展市场化结算工作；以周电量为标的组织交易时，按照“周清月结”的原则开展市场化结算工作。开展峰平谷分时段正式结算后，按月（周）峰平谷电量分别开展结算。
2.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。
4.零售结算按照广西电力市场零售结算管理办法执行，未建立零售关系的电力用户按批发交易用户结算原则开展结算及统计。
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/周（分时段）市场电量=月/周（分时段）上网电量；风电、光伏发电交易单元月/周（分时段）市场电量=月/周（分时段）上网电量-月/周（分时段）上网电量×等效上网电量比例α；燃气发电交易单元月/周（分时段）市场电量=min[月/周（分时段）上网电量，月/周（分时段）交易电量]。
6.电力用户用电交易单元月/周（分时段）市场电量=用电交易单元月/周（分时段）用网电量-用电交易单元月/周（分时段）留存电量；储能企业用电交易单元月/周（分时段）市场电量=用电交易单元月/周（分时段）用网电量。
（二）发电企业偏差结算价格
2.偏差电量应按月（周）认定，发电交易单元的偏差电量，由广西电网电力调度控制中心（以下简称“广西中调”）会同交易中心按发电交易偏差电量认定办法进行认定。
各电网企业应在N+1月28日前向交易中心提供N月发、用电量差错情况（如有），交易中心应于N+2月1日前向广西中调提供各发电企业偏差电量计算结果，广西中调据此进行认定，并会同交易中心于N+2月4日前对N月偏差电量认定结果进行公示，公示1天，公示结束后，广西中调应于N+2月6日前将N月偏差电量认定结果提交至交易中心，由交易中心开展偏差结算。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，报自治区政府主管部门和能源监管机构审定。在偏差电量未认定前，暂按偏差价格系数为1进行发电偏差电量预结算，后续根据最终认定结果进行清算。
3.各市场主体根据信息披露情况，综合电厂自身发电能力及电网需求，做好交易执行偏差风险评估。以电网安全约束为依据开展安全校核，交易结果实行偏差结算，安全校核结果无需严格物理执行。
4.对于发电企业恶意申报电量、电价产生的超额偏差收益，原则上需进行回收。当出现发电企业多批次报价趋同、报价与成本严重偏离等情况，可按交易价格一定比例进行结算。具体方案另行规定。
（三）批发交易用户偏差结算价格
（四）电网企业代理购电交易偏差结算价格
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日前向自治区政府主管部门报送当月省级电网非市场电源反向向市场供电的购电成本并抄送交易中心。
（五）其他电网趸售（网间）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（现阶段参照国家发展改革委核定我区基期（2021年）居民生活、农业生产用电用户平均购电价格334.5元/兆瓦时）执行；如有调整按最新标准执行。
六、市场关键机制
（一）煤电容量电价机制
根据《国家发展改革委国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）等文件精神，建立我区容量电价机制，有关发电机组获得容量电费，工商业用户分摊容量电费，具体方案由自治区发展改革委另行通知。
1.合约电量
2.合约价格
3.对标价格
4.结算原则
（5）具备条件的市场主体签订多方多年合作协议的，有关要求另行明确。
（三）煤电价格联动机制
（四）煤电成本补偿机制
为平衡内陆燃煤电厂与沿海燃煤电厂间的成本差异，建立煤电成本补偿机制，即内陆燃煤电厂当月在广西消纳的上网电量，按照内陆燃煤电厂与沿海燃煤电厂的核定基准上网电价之差给予补偿，补偿费用纳入市场损益费用平衡。兴义2号机组、燃气机组市场电量参照内陆燃煤电厂补偿标准执行。
（五）发电企业价格平衡机制
当发电企业各合同（或交易单，不含发电企业出让合同及买入电量、偏差电量，下同）交易价格超过交易上限价格时，该交易合同实际结算价格按交易上限价格执行，由此产生的盈余费用纳入市场损益分配机制处理。
（六）市场损益分配机制
3.市场损益费用按月计算，按“月清月结”原则开展分配。后续发生退补、重算等造成的损益差额纳入后续计算月份整体市场损益进行滚动平衡。
七、市场秩序管理
（二）持续加强市场运行监控。交易中心对供需情况、市场结构、交易价格、交易行为、履约风险、信用情况等市场运行情况加强监测，重点监测滥用市场操纵力、串通报价、不正当竞争、在广西电力交易平台外另行订立背离平台内交易合同实质性内容（包括但不限于合同价格、交易模式、结算方式）的其他协议等不良交易行为；重点监测售电公司利用信息不对称优势、市场优势地位等截留批发市场电价改革红利、不合理加价等不当价格行为。
（三）强化对不良交易行为惩处。对市场自律监督及运行监测发现的市场运行异常及风险，交易中心应及时向自治区政府主管部门及监管机构报告，并按国家信用管理规定、相应市场规则进行处置；对不良交易行为可实施包括但不限于以下措施：警示、约谈、公开函询、市场通报、冻结注销交易账户、暂停交易资格、强制退市等，情节严重的，可推动取消相应企业在我区从事电力市场交易的权限。
八、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）进一步发挥市场机制优势，通过市场化交易促进新能源消纳，对于保障性收购及市场合同签约以外的新能源发电量，电力调度机构应以最大限度消纳为目标制定调度计划，不做全额消纳的安排。
（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）交易中心应加强和规范信息披露工作，进一步满足市场主体信息需求，及时准确的披露各电源市场交易均价、各类市场损益信息、向零售服务用户披露对应售电公司年度交易市场电量中购电电源成分占比等市场信息，维护市场主体合法权益。
（六）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。各电力用户和发电企业应配合电网企业做好计量装置改造和维护工作，已进入市场交易但在计量装置故障后拒不配合开展维护的，次月起退出市场交易，由责任方自行承担相应后果。
（七）各地市工信部门和电网企业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。
（八）本方案及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。