2024年广西电力市场交易实施方案.docx

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1、2024年广西电力市场交易实施方案为稳妥有序推进我区电力市场建设，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，根据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）、广西电力中长期交易规则（南方监能市场（2021）200号）、关于建立煤电容量电价机制的通知（发改价格（2023）1501号）等相关文件要求，结合广西电力运行及市场交易实际，制订本实施方案。一、市场规模有序推动工商业用户进入电力市

2、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L广西电网地市级及以上电力调度机构调管的燃煤（含兴义电厂#2机组，下同）、燃气、核电发电企业，集中式风电（不含海上风电项目，下同）、集中式光优发电企业参与市场化交易；丰水期期间视情况放开水电发电企业参与市场化交易；适时放开地方电网内的发电企业按国家有关规定和市场交易规则参与市场化交易；自备机组公平承担社会责任，符合相关条件后

3、可参与市场化交易；分布式电源按有关规定参与市场化交易。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。3 .纳入国家可再生能源发电补贴项目清单范围的风电、光伏发电项目参与市场化交易的，相关电量补贴资金按照国家有关规定执行。符合条件的燃气发电企业仍可根据政府文件享受相应补贴。后续将根据国家和自治区工作要求、优发电源界定、电网代理购电规模、市场

4、供需等情况适时调整电源入市要求。4.2024年1月1日前满足交易条件，但未注册参与市场化交易的风电、光伏等发电企业机组，须于2024年3月20日前完成市场注册；对于2024年1月1日起新投产的风电、光伏等发电企业，自进入商业运营月份起第三个自然月的20日前（含进入商业运营月）应办理注册入市手续，进入商业运营时间按广东、广西、海南发电机组进入及退出商业运营实施细则规定执行。完成注册后，后续月份上网电量参与市场交易及结算。如未按期完成注册导致未能及时参与交易的，其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（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，下同）根据发电企业政府

5、授权合约机制、发电企业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）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%,

6、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Io（二）电力用户市场购电价格L市场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月（周）各时段批发交易用户市场交易计划加

7、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。4 .峰谷浮动价格机制。按照峰平谷设置价格浮动系数，其中峰段为w,谷段为W2,尖峰电价在峰段电价基础上上浮W3形成，峰平谷价格比例为Wl：1：W2（W1暂定为1.5,W2暂定为0.5,W3暂定为0.2；正式开展分时段交易结算后，Wl调整为L4,w2调整为0.6,W3维持不变，

8、下同）。对电力用户设置峰谷浮动机制，电力用户按照实际分时段电量及峰平谷电价开展结算，具体执行范围参照政府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X（w1-l）,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X（I-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），尖峰上调价格二燃煤发电企业基准价X（Wl（l+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

9、力用户峰段（尖峰）电量结算价格二峰段交易价格+峰段（尖峰）上调价格；电力用户谷段电量结算价格二谷段交易价格-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。6 .市场损益分摊或分享、峰谷浮动价格等均在终端电力用户执行，售电公司不参与分摊或分享。四、市场交易安排（一）交易安排2024年广西电力市场化交易主要按年度、月度和周组织。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；周主要开展周市场电量直接交易、周电网企业代理购电交易；根据国家及广西有关规定

10、开展绿色电力交易、绿证交易、低谷电力消纳交易和需求侧响应交易，适时开展现货电能量交易。相关交易参数详见附录2。（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。2 .各类交易品种交易电量须分解至小时，中长期电能量交易分时曲线在现货环境下应用。其中年分月、月分日典型曲线包括统调负荷曲线（附录3）、大工业用户负荷曲线（附录4）；日分时典型曲线包括统调负荷曲线、大工业用户负荷曲线、日分时电量比例DL日分时电量比例

11、D2o采用双边协商、挂牌交易方式的，可采用自定义分解曲线或典型曲线；电网企业代理购电交易采用统调负荷曲线，采用集中竞价、滚动撮合交易方式的各类交易，年分月、月分日、日分时典型曲线按照大工业用户负荷执行，可视市场情况增加相关典型曲线种类。3 .2024年7月起，分时段交易具备正式结算条件时，增量配电网及其网内用户应满足分时段交易要求，增量配电网满足分时段交易要求且网内无市场用户的，可选择整体打包作为一个购电主体参与市场交易。若增量配电网及其网内用户在规定时限内仍不满足分时段交易要求的，相关规定另行制定。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

12、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。2024年年度市场电量直接交易规模为550亿千瓦时，允许2023年底及2024年新投产煤电机组参与2024年年度交易，具体名单及投产时间详见附录6。新投产煤电机组完成正式注册后可参与其他市场交易，且

13、不得调整年度交易月度分解计划。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O执行，后续不再追溯，由此产生的后果由发用双方协商解决。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%o2 .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

14、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喇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。、属电为单以 伏且核机易别 光、套交分 、策煤以为可 电政燃厂组 风贴；电机站 ，补场型以电 上准市类则能。 则标力等，蓄易 原同电气的水交 。相与燃点抽场 场行参

15、：节、市 市执元场网能与 力、单市上储参 电点易力同型元 与节交电不新单 参网个与入括易 元上一参接包交 单个为元于1户 易一组单对业用 交同机易，企力 照入电交场能电 按接发为市储、 体以的组力。元 主厂位机电场单 网电单以与市易 并型人厂参力交 侧类法电元电业 电等一型单与企 发电同类易参电 1水于等交元发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

16、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