廣西壯族自治區(qū)能源局關(guān)于2026年廣西電力市場化交易工作有關(guān)事項的通知

各設(shè)區(qū)市電力市場化交易主管部門，廣西電力交易中心，廣西電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心，各電網(wǎng)企業(yè)，各經(jīng)營主體：

為穩(wěn)妥有序推進我區(qū)電力市場建設(shè)，逐步實現(xiàn)省級電力市場與南方區(qū)域電力市場、中長期電力市場與現(xiàn)貨電力市場的有序銜接，結(jié)合廣西電力運行及市場交易實際，經(jīng)商國家能源局南方監(jiān)管局，現(xiàn)就2026年廣西電力市場化交易工作有關(guān)事項通知如下。

一、經(jīng)營主體

（一）電力用戶

10千伏及以上工商業(yè)用戶原則上要直接參與市場交易（直接向發(fā)電企業(yè)或售電公司購電，下同），暫無法直接參與市場交易的，可由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。參加市場化交易（含批發(fā)、零售交易）的電力用戶全部具備分時計量條件的10千伏及以上工商業(yè)電量需通過批發(fā)或零售交易購買，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）及有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。

（三）發(fā)電企業(yè)

? ? 1.燃煤發(fā)電企業(yè)

廣西電網(wǎng)地市級及以上電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)管的燃煤發(fā)電機組（含背壓式熱電聯(lián)產(chǎn)機組、興義電廠2號機組，下同）全電量參與市場化交易。其中，背壓式熱電聯(lián)產(chǎn)機組完成市場注冊后在年度交易前可自愿選擇直接參與或是作為價格接受者參與市場交易。選擇直接參與方式的全部上網(wǎng)電量按市場規(guī)則結(jié)算；選擇作為價格接受者參與的，其全部上網(wǎng)電量按照廣西當月區(qū)內(nèi)燃煤發(fā)電機組電能量三部制加權(quán)平均結(jié)算價格結(jié)算（不含各類市場損益、中長期阻塞費用以及現(xiàn)貨不平衡資金）。

? ? 2.核電發(fā)電企業(yè)

防城港紅沙核電1、2、3、4號機組全電量進入市場。

? ? 3.新能源發(fā)電企業(yè)

納入省級電網(wǎng)（含廣西電網(wǎng)有限責任公司、廣西新電力投資集團有限責任公司）平衡的新能源發(fā)電項目（包括陸上集中式光伏發(fā)電和集中式風電、海上風電項目，以及分布式光伏發(fā)電和分散式風電項目，下同）全電量參與市場化交易。分布式光伏發(fā)電和分散式風電項目完成市場注冊，由虛擬電廠運營商聚合后可直接參與市場化交易。

? ? 4.燃氣發(fā)電企業(yè)

燃氣發(fā)電企業(yè)按年度自愿選擇進入市場，其中，選擇不參與電力市場交易的，應(yīng)于2026年年度市場電量直接交易開始前向廣西電力交易中心（以下簡稱交易中心）進行書面報備；未書面報備的視為選擇參與電力市場交易，全電量按市場規(guī)則結(jié)算，年內(nèi)不得退市。

（四）新型經(jīng)營主體

獨立儲能企業(yè)按規(guī)定辦理注冊手續(xù)后，按照單一獨立主體身份參與市場，以參與月度、月內(nèi)、現(xiàn)貨市場等短周期市場交易為主，暫不參與各類年度交易以及合同電量轉(zhuǎn)讓交易。鼓勵虛擬電廠聚合可調(diào)節(jié)負荷、分布式電源、用戶側(cè)儲能等資源，按發(fā)電交易單元、負荷交易單元積極參與電能量、需求響應(yīng)、輔助服務(wù)等市場。抽水蓄能參照獨立儲能企業(yè)執(zhí)行。其他新型經(jīng)營主體參與市場按國家、自治區(qū)有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。

二、市場交易品種

（一）年度市場電量直接交易

采用雙邊協(xié)商、掛牌交易方式，標的物為發(fā)電交易單元（包括發(fā)電類虛擬電廠等）、批發(fā)交易用戶（包括售電公司、選擇批發(fā)用戶身份參與交易的電力用戶、負荷類虛擬電廠等）2026年市場化上網(wǎng)電量、外購電量（不含留存電量，下同），各時段交易電量、交易價格應(yīng)分別明確。鼓勵簽訂多年電力中長期合同。

核電年度市場電量直接交易僅采用掛牌交易方式，不參加“雙掛雙摘”方式組織的交易。具體執(zhí)行要求另行規(guī)定。

（二）月度（多月）市場電量直接交易

采用集中競價、滾動撮合交易方式，按月度（多月）組織，標的物為發(fā)電交易單元（包括發(fā)電類虛擬電廠、獨立儲能放電量等）、批發(fā)交易用戶（包括售電公司、選擇批發(fā)用戶身份參與交易的電力用戶、負荷類虛擬電廠、獨立儲能充電量等）次月至年底市場化上網(wǎng)電量、外購電量，其他各類按照月度（多月）時序組織的交易品種，交易標的保持一致。

（三）月內(nèi)市場電量直接交易

采用滾動撮合交易方式，標的物為發(fā)電交易單元（包括發(fā)電類虛擬電廠、獨立儲能放電量等）、批發(fā)交易用戶（包括售電公司、選擇批發(fā)用戶身份參與交易的電力用戶、負荷類虛擬電廠、獨立儲能充電量等）未來2-3日市場化上網(wǎng)電量、外購電量，標的物不跨月，其他各類按照月內(nèi)時序組織的交易品種，交易標的維持一致。

（四）電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易

省級電網(wǎng)合理預(yù)測全區(qū)代理購電用戶電量規(guī)模，作為購電方參與交易，以報量不報價的方式形成邀約，發(fā)電交易單元作為售電方參與交易，按年度、月度、月內(nèi)組織，標的物為省級電網(wǎng)、發(fā)電交易單元次年、次月、當月月內(nèi)市場化采購電量、上網(wǎng)電量。省級電網(wǎng)應(yīng)在交易開始前向市場公布掛牌電量，電量應(yīng)分解至各時段形成分時電量曲線，交易開始后各發(fā)電交易單元按時段自行申報摘牌電量，各時段市場累計申報摘牌電量小于或等于相應(yīng)時段掛牌電量時，按各發(fā)電交易單元申報摘牌電量成交，各時段累計申報摘牌電量大于相應(yīng)時段掛牌電量時，按照各發(fā)電交易單元申報摘牌電量比例成交。核電不參加年度電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易。

年度交易各時段交易價格按照年度市場電量直接交易（不含年度綠色電力交易）相應(yīng)時段平均成交價格執(zhí)行。月度、月內(nèi)交易各時段交易價格按照當月月度集中競價交易相應(yīng)時段平均成交結(jié)果執(zhí)行。若當月月度集中競價交易某時段未成交，則電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易當月月度、月內(nèi)該時段交易電量上限為零。

（五）綠色電力交易

采用雙邊協(xié)商、掛牌交易方式開展，按年度、月度（多月）、月內(nèi)組織，鼓勵簽訂多年綠色電力中長期合同。標的物為發(fā)電交易單元、批發(fā)交易用戶次年、次月（多月）、月內(nèi)市場化外購綠色電力電量。其中年度、月度綠色電力交易采用雙邊協(xié)商交易方式組織，月內(nèi)綠色電力交易采用掛牌交易方式組織。

（六）合同電量轉(zhuǎn)讓交易

包括發(fā)電合同、用電合同、電網(wǎng)企業(yè)代理購電合同電量轉(zhuǎn)讓交易，參與方為發(fā)電企業(yè)、批發(fā)交易用戶。發(fā)電合同、電網(wǎng)企業(yè)代理購電合同電量轉(zhuǎn)讓交易采用雙邊協(xié)商交易方式，用電合同電量轉(zhuǎn)讓交易采用滾動撮合交易方式，按月度、月內(nèi)組織，標的物為次月、當月月內(nèi)未履約的年度市場電量直接交易合同電量、年度電網(wǎng)企業(yè)代理購電合同電量。年度市場電量直接交易合同電量、年度電網(wǎng)企業(yè)代理購電合同電量除開展合同電量轉(zhuǎn)讓交易外，不再開展其他形式的轉(zhuǎn)讓交易。交易價格為代發(fā)、代用價格，其中出讓的分月、分日、分時電量不應(yīng)超過原合同分解電量。核電僅參與月度合同電量轉(zhuǎn)讓交易，僅能與同類型機組開展合同電量轉(zhuǎn)讓，即防城港紅沙核電僅1、2號機組之間可開展合同電量轉(zhuǎn)讓交易，3、4號機組之間可開展合同電量轉(zhuǎn)讓交易。

年度綠色電力交易合同在各方協(xié)商一致后，可按月度開展綠色電力合同轉(zhuǎn)讓交易，采用雙邊協(xié)商交易方式。在原合同價格不變的基礎(chǔ)上，可將未履行的合同全部或部分通過合同轉(zhuǎn)讓交易轉(zhuǎn)讓給第三方，其綠色電力權(quán)屬關(guān)系及綠電環(huán)境價值偏差補償?shù)葯?quán)責一并轉(zhuǎn)讓，其他具體交易要求參照合同電量轉(zhuǎn)讓交易執(zhí)行。

（七）跨省跨區(qū)（含跨經(jīng)營區(qū)）交易

? ? 1.在維持區(qū)內(nèi)電力供需穩(wěn)定的前提下，鼓勵各經(jīng)營主體依據(jù)國家、南方區(qū)域有關(guān)規(guī)定參與“點對點”、“點對網(wǎng)”跨省跨區(qū)（含跨經(jīng)營區(qū)）市場化交易。

? ? 2.采用“網(wǎng)對網(wǎng)”交易方式組織跨省跨區(qū)（含跨經(jīng)營區(qū)）交易后，原則上應(yīng)采用集中競價方式將“網(wǎng)對網(wǎng)”交易電量分解到區(qū)內(nèi)發(fā)電企業(yè)。實際成交價格與送出價格間的差額費用由成交發(fā)電交易單元以及全體市場用戶（含電網(wǎng)代理購電電量、儲能企業(yè)充電電量，下同）按當月市場電量比例分享。

（八）其他交易

現(xiàn)貨電能量交易、需求響應(yīng)交易等其他交易品種按照相關(guān)規(guī)定執(zhí)行。

三、交易要求

（一）市場交易價格機制

? ? 1.燃煤煤發(fā)電企業(yè)采用“基準價+上下浮動”的市場化上網(wǎng)電價機制，廣西燃煤發(fā)電基準價現(xiàn)行標準為420.7元/兆瓦時，上下浮動范圍按照國家、自治區(qū)關(guān)于燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革最新要求執(zhí)行。

? ? 各發(fā)電交易單元、批發(fā)交易用戶年度、月度、月內(nèi)各時段價格申報上下限參照現(xiàn)貨市場交易申報價格上下限執(zhí)行。其中，燃煤發(fā)電交易單元年度市場電量直接交易所有時段交易加權(quán)平均價格申報上下限參照“基準價+上下浮動”范圍執(zhí)行（即申報價格上限504.84元/兆瓦時，申報價格下限336.56元/兆瓦時，下同）。

? ? 2.核電年度市場電量直接交易掛牌成交價格為年度市場電量直接交易均價（不含年度綠電）。

3.高耗能企業(yè)交易價格按國家、自治區(qū)有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。

（二）中長期合同簽約要求

1.各經(jīng)營主體應(yīng)確保中長期合同高比例簽約，燃煤、核電、燃氣發(fā)電交易單元年度電力中長期合同總簽約電量（含年度市場電量直接交易、年度電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易）應(yīng)不低于2026年納入廣西區(qū)內(nèi)消納的上網(wǎng)電量60%，并通過后續(xù)合同簽訂，保障月度及以上電力中長期合同簽約電量比例不低于預(yù)計市場化上網(wǎng)電量的80%。

批發(fā)交易用戶、電網(wǎng)企業(yè)代理購電電量每月月度及以上電力中長期合同簽約電量比例不低于預(yù)計用電量的80%。年度電力中長期合同電量簽約比例應(yīng)不低于2026年實際用電量的50%。

電網(wǎng)企業(yè)按照廣西新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案的要求，代表全體工商業(yè)用戶與新能源項目簽訂機制電量中長期合約。新能源機制電量占全體工商業(yè)用戶電量的比例，納入用戶側(cè)月度電力中長期合同簽約電量比例統(tǒng)計。

? ? 2.對燃煤（不含選擇作為價格接受者參與市場交易的背壓式熱電聯(lián)產(chǎn)機組）、核電、燃氣發(fā)電交易單元和批發(fā)交易用戶年度電力中長期合同分月電量與實際月度上網(wǎng)（用電）電量比例未達到年度電力中長期合同電量簽約比例要求的偏差電量開展考核；對電網(wǎng)企業(yè)代理購電（不含電網(wǎng)企業(yè)反向投放電量）年度電力中長期合同分月掛牌電量未達到簽約比例要求80%的偏差電量開展考核。

? ? 年度電力中長期合同偏差考核價格按照燃煤年度市場電量直接交易申報價格下限的1.05倍與當月發(fā)電側(cè)實時市場加權(quán)平均價格之差執(zhí)行。差值為正時，批發(fā)交易用戶、電網(wǎng)企業(yè)代理購電按差值執(zhí)行偏差考核機制；差值為負時，燃煤、核電、燃氣發(fā)電交易單元按差值絕對值執(zhí)行偏差考核機制。

? ? 偏差考核費用按月清算，批發(fā)交易用戶、電網(wǎng)企業(yè)代理購電偏差電量考核費用由燃煤、核電、燃氣機組按月度上網(wǎng)電量比例分享，燃煤、核電、燃氣機組偏差電量考核費用由批發(fā)交易用戶、電網(wǎng)企業(yè)代理購電按月度實際市場電量比例分享。燃煤、核電、燃氣發(fā)電企業(yè)因設(shè)置系統(tǒng)原因必開機組時段，該時段實際上網(wǎng)電量超出年度電力中長期合同分月電量的部分不計入考核，具體時段由廣西電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心（以下簡稱廣西中調(diào)）認定，并在交易結(jié)算前向交易中心提供。

? ? 3.各發(fā)電交易單元交易電量上限不允許超過其可用發(fā)電能力（虛擬電廠為其聚合分布式新能源的可用發(fā)電能力總和，下同）。各經(jīng)營主體年度市場電量直接交易、年度綠色電力交易、年度電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易共用可交易電量上限。各發(fā)電企業(yè)不得違背發(fā)電物理特性，在不具備發(fā)電能力時段參與市場交易申報。

? ? 各發(fā)電企業(yè)交易單元年度可用發(fā)電能力按相應(yīng)機組對應(yīng)調(diào)度廠（場）站2024—2025年平均發(fā)電利用小時數(shù)的70%折算，月度可用發(fā)電能力按相應(yīng)機組對應(yīng)調(diào)度廠（場）站2024—2025年同期平均發(fā)電利用小時數(shù)折算，投產(chǎn)不滿兩年的（新能源發(fā)電交易單元為2024年1月1日及以后首次并網(wǎng)的項目）按照同電源類型機組的平均值折算（興義電廠#2機及背壓式熱電聯(lián)產(chǎn)機組、分布式光伏、分散式風電項目不參與統(tǒng)計）。燃煤機組2024—2025年年度、月度平均發(fā)電利用小時數(shù)分別低于1500小時、125小時的按1500小時、125小時執(zhí)行。分布式新能源項目按照集中式同類型平均發(fā)電利用小時數(shù)執(zhí)行。集中式新能源、虛擬電廠發(fā)電交易單元年度、月度電量交易上限在其年度、月度可用發(fā)電能力的基礎(chǔ)上剔除機制電量執(zhí)行。

? ? 4.年度市場電量交易開始前，若增量新能源項目機制電價競價結(jié)果未發(fā)布，增量新能源項目年度電力中長期合同分月電量不應(yīng)超過其月度實際上網(wǎng)電量的70%剔除當月機制電量后的剩余電量，超出部分按照該新能源發(fā)電交易單元當月年度交易分月合同平均價格與其所在節(jié)點當月現(xiàn)貨實時平均價格之差進行超額回收（差價為負數(shù)時取0），產(chǎn)生的差額費用由全體市場用戶按當月用電量比例分享。

5.各類中長期交易合同電量均須分解至小時，原則上應(yīng)體現(xiàn)差異化的分時段價格，月度、月內(nèi)集中交易標的原則上按照分時集合“能量塊”的方式組織，各時段成交電量按平均分配原則執(zhí)行。

6.中長期交易原則上實現(xiàn)按工作日連續(xù)開市，具體交易時序及標的由交易中心結(jié)合市場運行及節(jié)假日等情況安排。

7.對于已簽訂多年零售合同的電力用戶，鼓勵其與售電公司依據(jù)最新印發(fā)的零售市場管理辦法、零售套餐模式等要求協(xié)商重新簽訂零售合同，如無法協(xié)商一致的，繼續(xù)按照已備案的多年零售合同開展結(jié)算。完成市場注冊但未與售電公司簽訂零售合同的零售用戶，納入保底售電按照相關(guān)規(guī)則執(zhí)行。

8.地方電網(wǎng)、增量配電網(wǎng)內(nèi)的發(fā)電企業(yè)（含自備電廠）滿足相關(guān)交易條件后可參與廣西電力市場化交易。

（三）計劃與市場電源銜接要求

1.現(xiàn)階段暫未直接參與市場交易，但納入反向投放的非市場電源優(yōu)先作為居民、農(nóng)業(yè)以及電網(wǎng)企業(yè)代理工商業(yè)用戶購電電量來源，執(zhí)行政府核定上網(wǎng)電價。超出電量由電網(wǎng)企業(yè)以掛牌交易方式反向投放市場，批發(fā)交易用戶在交易電量上限范圍內(nèi)自行確定摘牌電量，掛牌價格、交易方式等參照電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易執(zhí)行，未摘牌的反向投放電量按相關(guān)市場規(guī)則結(jié)算。

2.納入市場范圍且滿足交易條件的發(fā)電企業(yè)應(yīng)及時辦理市場注冊手續(xù)，未完成市場注冊的發(fā)電企業(yè)由電網(wǎng)企業(yè)按照相關(guān)規(guī)則結(jié)算。

四、工作要求

（一）各設(shè)區(qū)市、縣（市、區(qū)）電力市場化交易主管部門和電網(wǎng)企業(yè)要積極組織轄區(qū)內(nèi)電力用戶、發(fā)電企業(yè)參與電力市場交易，做好宣傳和指導工作。

（二）各經(jīng)營主體應(yīng)嚴格落實《國家能源局綜合司關(guān)于進一步規(guī)范電力市場交易行為有關(guān)事項的通知》（國能綜通監(jiān)管〔2024〕148號）要求，遵守電力市場交易規(guī)則，規(guī)范交易行為。鼓勵各經(jīng)營主體相互監(jiān)督舉報，如存在簽訂批零場外陰陽合同、使用未經(jīng)授權(quán)的第三方外掛軟件等擾亂電力市場秩序的行為，一經(jīng)查實，國家能源局南方監(jiān)管局、自治區(qū)政府主管部門將依據(jù)《電力監(jiān)管條例》《電力市場監(jiān)管辦法》等有關(guān)規(guī)定對相關(guān)經(jīng)營主體進行嚴肅查處，納入失信聯(lián)合懲戒對象。

（三）市場運營機構(gòu)要按照本通知要求，及時開展政策宣貫活動，組織我區(qū)電力市場交易各項工作。要建立健全市場監(jiān)測及風險防控工作機制，常態(tài)化做好市場運行監(jiān)控，加強市場運營分析，并將相關(guān)交易情況及時向國家能源局南方監(jiān)管局和自治區(qū)政府主管部門報告。

（四）電網(wǎng)企業(yè)需做好參與交易用戶分時段計量表計的安裝維護，指導用戶科學合理申報分時段用電計劃，引導用戶合理調(diào)整用電行為，錯峰用電、削峰填谷，提升系統(tǒng)運行效率。各電力用戶和發(fā)電企業(yè)應(yīng)配合電網(wǎng)企業(yè)做好計量裝置改造和維護工作，已進入市場交易但在計量裝置故障后拒不配合開展維護的，次月起退出市場交易，由責任方自行承擔相應(yīng)后果。

（五）廣西電網(wǎng)公司應(yīng)承接落實國家關(guān)于保障優(yōu)先發(fā)電的有關(guān)要求，做好云電、西電等政府間協(xié)議計劃執(zhí)行，按月將優(yōu)先發(fā)電計劃執(zhí)行情況報告自治區(qū)政府主管部門。

（六）納入國家可再生能源發(fā)電補貼項目清單范圍的風電、光伏發(fā)電項目以及燃氣發(fā)電企業(yè)參與市場化交易的，相關(guān)電量補貼資金按照有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。

（七）本通知中有關(guān)市場機制及關(guān)鍵參數(shù)等內(nèi)容，可由市場運營機構(gòu)根據(jù)市場運行情況提出調(diào)整建議，報自治區(qū)政府主管部門和南方能源監(jiān)管局批復(fù)同意后，按程序進行調(diào)整。

（八）本通知執(zhí)行過程中，如遇國家、自治區(qū)電力市場化改革相關(guān)政策調(diào)整的，按最新政策執(zhí)行。

廣西壯族自治區(qū)能源局

2025年12月19日? ?

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