广西：广西壮族自治区能源局 国家能源局南方监管局关于2025年广西电力市场化交易工作有关事项的通知

各设区市电力市场化交易主管部门，广西电力交易中心、广西电力调度控制中心，各电网企业，各经营主体：

为稳妥有序推进广西电力市场建设，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，按照《国家发展改革委 国家能源局关于做好2025年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行〔2024〕1752号）要求，结合广西电力运行及市场交易实际，现就2025年广西电力市场化交易工作有关事项通知如下。

一、经营主体范围

（一）电力用户

10千伏及以上工商业用户原则上要参与电力市场直接交易（即直接向发电企业或售电公司购电），暂无法参与直接交易的可由电网企业代理购电。参加市场化交易的电力用户全部电量需通过批发交易或零售交易购买，且不得同时参加批发交易和零售交易。

（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）及有关规定执行。

（三）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发电（含兴义电厂2号机组，下同）、核电、集中式新能源发电（包括集中式光伏发电和集中式风电，不含海上风电，下同）企业全电量参与市场化交易；燃气发电企业按年度自愿选择进入市场，选择进入市场的发电企业全电量按市场规则结算；丰水期视情况放开水电企业参与市场化交易；按国家、自治区有关规定和市场交易规则，适时放开地方电网内的发电企业参与市场化交易；自备机组公平承担社会责任并符合相关条件后可参与市场化交易；分布式光伏发电、分散式风电等分布式电源按有关规定参与市场化交易。后续将根据国家、自治区有关规定，适时调整电源入市范围。

集中式新能源发电企业应及时办理市场注册手续，满足交易条件但未办理注册的集中式新能源发电企业相应月份上网电量认定为自身原因造成的超发电量，由省级电网企业（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）根据广西电力市场政府授权合约机制、偏差结算价格机制等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。

（四）新型经营主体

新型储能企业按规定办理注册手续后，可分别按照发电企业、电力用户身份参与交易。其他新型经营主体参与市场按国家、自治区有关规定执行。

二、市场交易价格机制

（一）批发市场交易价格

燃煤发电企业采用“基准价+上下浮动”的市场化上网电价机制，广西燃煤发电基准价现行标准为420.7元/兆瓦时，上下浮动范围按照国家关于燃煤发电上网电价市场化改革最新要求执行。其他类型发电企业、批发交易用户（含售电公司，下同）交易申报价格下限为0，暂不设置交易申报价格上限。

（二）电力用户市场购电价格

1.电力市场直接交易用户用电价格由电能量交易价格、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、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）确定。

3.峰谷浮动价格机制。按照峰平谷设置浮动系数，其中峰段为w₁（暂定为1.5），谷段为w₂（暂定为0.5），峰平谷价格比例为w₁:1:w₂，尖峰电价在峰段电价基础上上浮w₃（暂定为0.2）。峰谷浮动价格以广西燃煤发电基准价作为基准，只在终端电力用户执行。其中，峰段上浮价格为广西燃煤发电基准价×（w₁-1），即210.35元/兆瓦时；谷段下浮价格为广西燃煤发电基准价×（1-w₂），即210.35元/兆瓦时；尖峰上浮价格为广西燃煤发电基准价×（w₁×（1+w₃）-1），即336.56元/兆瓦时。

4.高耗能企业交易价格按国家、自治区有关规定执行。

三、市场交易安排

2025年电力中长期交易主要按年度、月度和月内组织开展，包括对应周期的市场电量直接交易、电网企业代理购电交易和绿色电力交易。根据国家、自治区有关规定开展低谷电力消纳交易、需求侧响应交易和绿证交易。适时开展现货电能量交易。

（一）交易要求

1.各经营主体应确保中长期合同高比例签约，具体按照发改运行〔2024〕1752号要求执行。

2.2025年各类交易合同电量均须分解至小时，原则上应体现差异化的分时段价格，中长期电能量交易分时曲线在现货环境下应用。非现货环境下应用各类交易合同分时段总电量、各时段交易电量加权平均价开展统计及结算。

3.各类中长期交易原则上实现按工作日连续开市，具体交易时序及标的由广西电力交易中心（以下简称交易中心）结合市场运行情况适时安排。

4.售电公司签订的2025年年度交易电量与零售合同固定价格电量应合理匹配，对超过合理偏差范围的电量按照一定标准额外履约担保，具体按照最新的履约风险管理实施细则执行。

（二）交易品种

 1.年度市场电量直接交易。

采用双边协商、滚动撮合交易方式，标的物为发电企业、批发交易用户2025年市场化上网电量、外购电量（不含留存电量，下同）。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。鼓励签订多年电力中长期合同。各时段交易电量、各时段交易价格应分别明确。

2025年新投产煤电机组在提交书面申请及承诺后，允许按照规定的交易方式参与年度市场电量直接交易，在承诺投产时间前相应机组年度交易分月可申报电量上限为0。新投产煤电机组若未按期完成正式注册，相关月份如存在月度分解计划，发用两侧月度分解计划按0执行，后续不再追溯，由此产生的后果由合同双方协商解决。

2.电网企业代理购电交易。

采用挂牌交易方式，按年度、月度、月内组织。标的物为电网企业代理购电用户次年、次月、月内市场化外购电量。

电网企业合理预测代理购电用户电量规模，可作为购电方参与交易，以报量不报价的方式形成邀约，电量应分解至各时段形成分时电量曲线。发电企业可作为售电方参与交易，各发电企业在交易电量上限范围内自行确定摘牌电量，发电企业各时段成交电量根据电网企业挂牌电量的分时曲线比例进行分配。

非现货环境下，当非市场电源满足居民、农业以及电网企业代理购电用户用电量（含线损电量）后仍有剩余时，电网企业应以售电交易单元将剩余电量反向投放市场，批发交易用户在交易电量上限范围内自行确定摘牌电量。交易价格、交易方式等参照电网企业代理购电交易执行。

广西能源股份有限公司等地方电网以及增量配电网网内电源不能满足电网企业代理购电用户的用电需求时，暂由省级电网企业根据发、用电量预测情况统一开展电网企业代理购电交易。

3.月度市场电量直接交易。

采用集中竞价、滚动撮合交易方式，按月度组织，标的物为发电企业、批发交易用户次月市场化上网电量、外购电量。其中，采用集中竞价交易方式时，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；采用滚动撮合交易方式时，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。

4.月内市场电量直接交易。

采用滚动撮合交易方式，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。标的物为发电企业、批发交易用户对应交易周的市场化上网电量、外购电量，标的物不跨月。由交易中心发布标的物对应交易周的时序，交易周原则上为周三至次周周二；当剩余标的日不足3日时，可与前序或后续周合并开展交易；当剩余标的日不低于3日且不足7日时，单独作为一周开展交易。各类以周为标的的交易品种，交易周应维持一致。

5.绿色电力交易。

按照国家、南方区域规则以及广西实施细则执行。

6.低谷电力消纳交易及需求侧响应交易。

按照广西低谷电力消纳交易实施方案、广西电力市场化需求响应实施方案及相关规定执行。

7.现货电能量交易。

积极融入南方区域电力市场，根据南方区域电力市场规则和工作要求组织开展现货电能量交易。

四、交易结算原则

（一）非现货环境下，以交易周为周期，按照“周清月结”的原则开展市场化结算工作，相关结算要求按非现货市场结算实施细则执行。现货环境下，按现货市场结算实施细则等相关规则开展结算。

（二）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。

（三）电力用户按照实际分时段电量及峰平谷电价开展结算，具体执行范围参照自治区政府主管部门相关文件。

五、其他市场关键机制

（一）政府授权合约机制

防城港红沙核电1号、2号、3号、4号发电机组，以及广西电网地市级及以上电力调度机构调管的集中式风电（不含海上风电）及集中式光伏发电项目执行政府授权合约机制，具体要求另行协商制定。

（二）煤电价格联动机制

当电煤价格波动超出一定范围时，视市场运行情况启动煤电价格联动机制，具体方案另行制定。

（三）燃煤发电企业价格平衡机制

当燃煤发电企业各合同（或交易单，不含买入电量、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费用进行分配处理。

（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，按照内陆燃煤电厂基准上网电价（422.7元/兆瓦时）与沿海燃煤电厂基准上网电价（414.7元/兆瓦时）之差给予补偿，补偿费用纳入市场损益费用平衡。兴义电厂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）市场损益分配机制

1.市场损益费用包括市场用户侧电量电费（含电网企业代理购电电费）与市场发电侧电量电费（含电网企业通过市场化方式投放非市场电源电量产生的结算费用）间的差额电费、非市场电源反向投放差额费用、发电企业执行政府授权合约产生的差价费用、上月损益分配差额、因发用经营主体电费退补产生的差额费用等科目。

2.市场损益费用按照“取之于市场，用之于市场”原则结合经营主体经营情况进行分享或分摊，其中发电企业执行政府授权合约产生的差价费用优先用于平衡煤电成本补偿费用，不足或剩余部分暂定由市场用户（含电网企业代理购电电量、储能企业充电电量，下同）按当月市场电量等比例分享或分摊，其他损益费用按照市场发电侧、市场用户侧当月市场电量等比例分享或分摊。

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分科目纳入后续计算月份进行滚动平衡。

4.市场用户侧市场损益费用分摊或分享在终端电力用户执行，售电公司不参与分摊或分享。

六、加强市场秩序管理

（一）共同维护市场秩序。各经营主体应严格落实《国家能源局综合司关于进一步规范电力市场交易行为有关事项的通知》（国能综通监管〔2024〕148号）等要求，遵守电力市场交易规则，规范交易行为。如存在扰乱电力市场秩序的行为，一经查实，将依据《电力监管条例》《电力市场监管办法》等有关规定对相关经营主体进行严肃处理，并纳入失信联合惩戒对象。

（二）加强市场运行监控。交易中心、广西电力调度控制中心（以下简称广西中调）等市场运营机构应按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”的原则，建立健全市场风险防控机制，构建电力市场风险监测指标库并动态更新，加强市场运营监测分析，常态化做好风险事前监测、事中处置与事后分析，按要求披露市场风险处置情况，重大异常情况及时向自治区能源局和国家能源局南方监管局报告。

七、其他工作要求

（一）各市、县（市、区）电力市场化交易主管部门和电网企业要积极组织辖区内电力用户、发电企业参与电力市场交易，做好宣传和指导工作。交易中心要按照本通知要求，及时开展政策宣贯活动，组织做好广西电力市场交易各项工作，并将相关交易情况及时汇总反馈自治区能源局和国家能源局南方监管局。

（二）广西中调应以市场交易结果为依据，综合电网安全约束及保供应、促消纳与供热需求，统筹安排调度发电计划，要进一步发挥市场机制优势促进新能源消纳。

（三）云电、西电等区外受入电量根据政府间协议确定，与其他暂未进入市场的区内水电、生物质发电等电源全量纳入优先发电计划予以保障。电网企业应承接落实国家关于保障优先发电的有关要求，做好优先发电计划安排执行，按月将优先发电计划执行情况报告自治区政府主管部门。

（四）在落实省间优先计划电量的基础上，鼓励区内发电企业、批发交易用户根据供需情况参与省间市场化交易。

（五）纳入可再生能源发电补贴项目清单范围的风电、光伏发电项目以及燃气发电项目参与市场化交易的，相关电量补贴资金按照有关规定执行。

（六）交易中心应按照《电力市场信息披露基本规则》（国能发监管〔2024〕9号）要求，进一步加强和规范信息披露工作，及时准确披露各电源市场交易均价、各类市场损益信息，向零售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。

（七）电网企业需做好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，引导用户合理用电，错峰用电、削峰填谷，提升系统运行效率。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。

（八）Ukey认证作为批发市场交易主体登录南方区域电力交易平台（广西）的必要条件，批发市场交易主体应逐步通过5G专网登录访问南方区域电力交易平台（广西）、获取信息披露数据，同时交易中心可根据实际情况保留互联网访问作为备用保障措施。

（九）本通知执行过程中，市场运营机构可根据市场运行情况，并经广西电力市场管理委员会研究同意后，向自治区能源局和国家能源局南方监管局提出调整建议。

（十）本通知执行过程中，如遇国家、自治区电力市场化改革相关政策调整的，按最新政策执行。

广西壮族自治区能源局                  国家能源局南方监管局            

                   2024年12月21日               

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