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不许超标杆上网电价，2018年广西电力市场交易实施方案及细则印发

2018-01-11 17:08:52 大云网　点击量：评论 (0)

广西壮族自治区工业和信息化委员会关于印发2018年广西电力市场交易实施方案和实施细则的通知

各市工业和信息化委，广西电力交易中心，各有关电网企业、发电企业、电力用户、售电公司：

经自治区人民政府同意，现将《2018年广西电力市场交易实施方案》和《2018年广西电力市场交易实施细则》印发给你们，请遵照执行。

广西壮族自治区工业和信息化委员会

2017年12月28日

附件1

2018年广西电力市场交易实施方案

为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件精神，根据《国家发展改革委国家能源局关于同意广西壮族自治区开展电力体制改革综合试点的复函》（发改经体〔2016〕1096号）要求，结合我区实际，制定本方案。

一、执行原则

（一）符合国家产业政策和行业准入条件；

（二）采用国际国内行业先进或领先的生产工艺与装备，能耗及污染物排放指标达到国内行业先进水平；

（三）具备法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任。

二、执行内容

（一）交易规模。

2018年开展年度、月度市场交易，市场交易电量规模达到当年全区全社会用电量的20%以上，即330亿千瓦时左右，视市场情况调整，适时组织水电、光伏、风电等参与市场交易。其中，年度长期协议交易（以下简称“年度长协交易”）规模约280亿千瓦时，月度交易规模根据市场情况及年度交易剩余电量灵活安排。符合准入条件的市场主体交易规模如下：

1.发电企业。

（1）为确保电网运行安全，避免恶意竞争，维持电力市场健康发展，在保持电力交易有序的基础上，适度引入竞争。

（2）年度长协交易规模中255亿千瓦时电量按以下原则确定：火电机组总交易规模200亿千瓦时，核电机组交易规模55亿千瓦时。各火电企业交易电量上限= 本企业符合参与市场交易机组装机容量/准入火电机组总装机容量×火电机组总交易规模（200亿千瓦时）。核电交易电量上限 =55亿千瓦时。上述两部分电量优先成交。

（3）年度长协交易规模中25亿千瓦时电量按以下原则确定：各发电企业交易电量上限= k×本企业符合参与市场交易机组装机容量/准入总装机容量×25亿千瓦时，k=1.5（按年度长协竞争系数为1.04换算）。按提交时间先后顺序优先成交。

（4）当成交电量达到280亿千瓦时年度长协交易结束。年度长协未满足发电需求或用户仍有用电需求的，可参与月度及其他交易。

2.电力用户。

2018年年度长协交易电量原则上不超过2016年11月1日-2017年10月31日实际外购电量（以电网企业统计电量为准）。如用户有新增电量需求可参与其他交易。

3.售电公司。

参与交易的售电公司可代理电力用户向发电企业购电。为培育售电市场，暂定单个售电公司年度长协交易电量不超过12亿千瓦时。参与月度集中竞价时，申报的竞争电量不得超过当月竞争电量总规模的20%。

（二）交易方式。

2018年主要以年度和月度为周期开展电力直接交易、合同电量转让交易及增量、专场等其他交易，可根据市场需要按照年度以上、季度或者月度以下周期适时开展。市场交易主要采用双边协商、挂牌、集中竞价等方式开展。

1.年度长协交易。

采用双边协商及双边挂牌两种方式适时开展，发电企业、电力用户（售电公司）自主选择参与。

（1）双边协商方式。

发电企业与电力用户（售电公司）自主双边协商交易价格、交易电量，达成交易意向。

售电公司与所代理的电力用户自主协商签订售电协议（合同）后，再与发电企业达成交易意向。

（2）双边挂牌方式。

发电企业、电力用户（售电公司）采用双边挂牌方式，在广西电力市场交易系统（以下简称“交易系统”）申报挂牌电量、价格，可滚动调整，形成标的；发电企业、电力用户（售电公司）相互摘牌，即时成交。

广西电力交易中心（以下简称“交易中心”）汇总年度长协交易成交意向（含双边协商与双边挂牌交易意向），交易意向通过广西电网电力调度控制中心（以下简称“调度中心”）安全校核后，发电企业、电力用户（售电公司）与电网企业签订市场交易三方合同。涉及跨电网交易的，发电企业、电力用户（售电公司）与主电网、地方电网企业签订市场交易多方合同。

2.月度交易。

采用双边协商及集中竞价、挂牌等方式开展，根据实际情况选择交易方式。

（1）合同电量转让交易。

交易中心根据市场主体需求，可组织发电侧、用户侧合同电量转让交易，根据实际情况选择采用双边协商或挂牌方式开展。

合同电量转让交易主要按月组织，根据市场需求也可按多月组织，交易标的原则上为年度长协交易电量。机组保安全等电量不得转让，且受让电量不得再次转让。发电侧合同电量转让交易应符合节能减排原则，原则上只允许煤耗高的机组转让给煤耗低的机组，火电机组转让给清洁能源机组，清洁能源机组之间可互相转让。

（2）月度双边协商交易。

交易中心根据市场主体需求，可组织月度双边协商交易。原则上新投产以及存量用户的新增电量可参与月度双边协商交易。

（3）月度集中竞价交易。

月度集中竞价交易按月组织，采用集中竞价方式开展。

发电企业，电力用户（售电公司）均通过交易系统申报交易电量、交易价格，电力用户（售电公司）申报交易价格大于等于发电企业申报交易价格方可参与撮合计算。以申报截至前最后一次的有效申报作为最终申报。月度集中竞价交易主要采用统一边际价格法出清。除按价格优先出清外，交易中心可根据节能减排、电网安全约束等电力市场实际情况设置发、用电侧的出清优先顺序。

（三）交易价格。

按照输配电价相关要求执行。电力用户购电价=市场交易成交价+电网企业输配电价（含线损）+政府性基金及附加。

发电企业的交易电量上网电价由电力用户（售电公司）与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。不同供电电压等级的电力用户，其输配电价（含线损）和基本电价按自治区价格主管部门核定的价格执行。

售电公司按照市场价格与其代理的电力用户、购电的发电企业开展市场交易，交易价格自主商定，实行自主经营、自担风险、自负盈亏。

（四）交易结算。

1.发电企业与电力用户（售电公司）采用解耦的方式进行结算，按交易周期进行清算。发电企业、电力用户（售电公司）分别以各自当月计划电量为参考进行结算。

2.月度结算时，电力用户（售电公司）先结算年度长协月度分解电量，再结算月度竞价电量及其他交易电量；发电企业先结算月度竞价电量，再结算年度长协月度分解电量及其他交易电量。

3.发电企业市场交易电量原则上按月结算，按交易周期清算，实行预结算制度。当月上网电量超出当月市场计划电量的部分，按照与电力用户（售电公司）签订的年度长协加权平均成交电价进行预结算，直到结清年度长协全部合同电量。月度预结算电量可用于其他交易品种电量结算。月度结算优先切割市场电量。

4.若发电企业市场交易年度长协月度分解电量未完成，差额电量纳入次月滚动调整；若月度竞价交易计划电量未完成，原则上差额电量不纳入次月发电计划。

5.若发电企业已完成其全部市场电量，其当月上网电量超出市场计划电量的部分，按已成交最近一次月度统一出清形成的市场价格结算。

6.由于丰枯季节性变化或发电企业自身原因等因素导致电力用户、售电企业申报的年度交易月度分解电量未能通过安全校核或交易未能按计划实施，电力用户、售电企业该部分申报的电量纳入次月发电计划。

7.电力用户（售电公司）实际用电量低于计划电量的按照实际电量结算，电力用户当月市场计划电量以外的偏差电量按照月度集中竞价交易成交电力用户（售电公司）的最高申报价结算。偏差电量需进行考核。

8.售电公司月度交易结算及考核规则与单个电力用户一致。电网企业分别与发电企业、售电公司及其代理的电力用户结算。售电公司所代理的电力用户维持现有的结算方式不变。

9.地方电网企业每月按“一县一结”方式进行结算，主电网与地方电网相应县级供电企业月市场交易结算电量以相应的趸售（网间交易）电量为上限。相应县级供电企业所属用户市场结算不受趸售（网间交易）电量影响，若月度趸售（网间交易）电量小于用户月度市场交易电量，则用户仍按照成交电量结算，相应供电企业按用户标准进行偏差考核。每月趸售（网间交易）电量不滚动累计。

10.为进一步培育市场意识，促进交易服务规范有序发展，对市场管理及交易组织服务进行收费（虚拟）。收费项目为交易服务费，收费对象为在交易中心参与各种交易的买、卖双方，收费标准以交易电量为计算基数，按照交易中心测算标准对发用双向虚拟收取。交易服务费实际执行时间及收费标准以相关政策正式发布为准。

（五）偏差考核。

1.总体原则。

（1）考核资金暂委托广西电网有限责任公司管理。

（2）市场交易主体按照交易品种分别进行偏差考核，按月考核月度计划完成率。

（3）允许年度长协结算总电量与合同电量偏差-5%。由于交易主体自身原因，造成实际结算电量低于合同电量95%的，低于部分视为违约电量。市场交易主体违约价格按合同约定执行。

（4）发电企业月度结算时，由于自身原因导致当月上网电量及预结算电量不足以结算当月计划电量，则对发电企业进行考核，相应电量于后续月份补发补结。

（5）电力用户月度实际用电量超出月度市场化计划电量时，超出计划电量按照月度集中竞价交易成交电力用户（售电公司）的最高申报价结算，超出计划电量5%以外的电量按照月度集中竞价对应发电企业让利单价的1/2考核，支付考核费用。电力用户月度实际用电量少于月度市场化计划电量时，少于计划电量5%以外的按照对应发电企业让利单价考核，支付考核费用。

（6）因不可抗力造成电量偏差的，不进行偏差考核。

2.考核标准。

年度长协月度分解电量、月度竞价电量等分别考核。由于市场交易主体自身原因导致月市场化计划电量完成率偏差超过±5%的，偏差电量考核责任方。

（1）发电企业考核。

发电企业年度长协月度分解电量考核电价=（发电企业标杆上网电价-发电企业年度长协电量加权平均成交价）；月度竞价交易电量考核电价=（发电企业标杆上网电价-本月统一出清价）。其他交易按其让利金额进行考核。

（2）电力用户（售电公司）考核。

电力用户（售电公司）年度长协月度分解电量考核电价=与该电力用户（售电公司）开展年度长协的发电企业的加权平均让利价；月度竞价交易电量考核电价=月度竞价成交的发电企业加权平均让利价。其他交易按相应发电企业让利金额进行考核。

用户超计划用电按照月度集中竞价对应发电企业让利单价的1/2考核。

原则上售电公司承担月度偏差电量考核电费的10%，相应电力用户承担月度偏差电量考核电费的90%，若代理合同有约定的按代理合同执行。售电公司所代理的各电力用户偏差考核电费由售电公司与电力用户共同确认。

（3）地方电网趸售（网间交易）县公司考核。

地方电网趸售（网间交易）县的偏差电量按照电力用户的标准进行考核。趸购（网间交易）县偏差考核总电量=该县市场化交易用户结算电量×0.95-该县趸售（网间交易）电量，考核电量为正数则考核，为负数不考核。趸售（网间交易）考核总电量按照该趸售（网间交易）县每个用户结算电量的比例分解到参与交易的每一个用户，每个用户对应考核电量的偏差考核电价为该用户的年度长协（集中竞价）加权平均电价让利电价。

三、执行对象

2017年已符合准入条件的市场主体，延续符合2018年电力市场化交易准入资格，无需再次报送申请材料。如企业相关重要信息发生变更，需及时反馈交易中心，办理信息变更手续，报自治区工业和信息化委、国家能源局南方监管局广西业务办备案。

（一）电力用户。

35kV及以上大工业用户参与市场交易，适时组织重点特色园区10kV大工业用户参与市场交易。2016年11月1日-2017年10月31日实际外购电量（以电网企业统计电量为准）在3000万千瓦时及以上电力用户，可选择直接向发电企业购电或由售电公司代理购电，但每次交易只能选择一种购电方式；2016年11月1日-2017年10月31日实际外购电量在3000万千瓦时以下的电力用户，只能选择由售电公司代理购电。选择由售电公司代理购电的电力用户，每次交易只能选择一家售电公司。

参与市场交易的电力用户原则上应全电量参与。

（二）发电企业。

并入电网运行的发电企业；符合国家基本建设（技改）审批程序并取得发电业务许可证，单位能耗应优于行业平均水平。

（三）售电公司。

符合国家发展改革委、国家能源局印发的《售电公司准入与退出管理办法》（发改经体〔2016〕2120 号），在交易中心完成注册，获得交易资格的售电公司，可代理符合准入条件的用户参与市场交易。

（四）电网企业。

具有独立法人资格，独立财务核算，已取得营业许可证，具备安全稳定的输配电能力，能独立承担民事责任。

四、执行时间

2018年1月1日至12月31日。

五、执行要求

（一）本方案所指交易电量，为执行大工业电价的电量。

（二）参与市场交易的电力用户应具备零点抄表条件，不拖欠电费、交易服务费。

（三）考虑当前的供需关系及鼓励市场交易，2018年参与市场交易的发电企业不剔除容量。

（四）调度中心执行调度任务时，确保电网安全前提下，优先安排市场交易合同电量。

（五）参与市场交易的发电企业、电力用户、售电公司需在交易中心完成注册后，方可参与市场交易。同时，必须服从电网公司统一调度，严格执行用电错避峰指令，共同维护好全区供用电秩序。

（六）除调度中心安全校核不通过外，发电企业、电力用户（售电公司）、电网企业达成协议或合同后不得更改电量、电价、退出交易。擅自退出交易的，三年内不得进入电力交易市场。

六、市场管理

自治区工业和信息化委负责确定市场交易规模、完善交易细则、市场主体准入及交易相关要求。

交易中心负责电力市场交易的组织实施、出具结算依据，维护电力市场秩序，市场异常时可采取应急措施等。为避免市场操纵及恶性竞争，交易中心需采取有效风险防控措施，加强对市场运营情况的监控分析，根据电力市场实际情况，对市场实施干预措施，包括但不限于交易时间调整、交易暂停、交易中止、交易相关参数调整等。

调度中心负责电网安全校核，对市场主体就安全校核结果提出的异议作出解释，负责电网阻塞管理、交易计划执行、负荷实时平衡等。

七、其他

（一）执行过程中，国家电力市场交易相关政策调整的，按最新政策执行。

（二）根据本方案发布具体实施细则。

（三）本方案最终解释权归自治区工业和信息化委。

（四）本方案自印发之日起执行。

附件2

2018年广西电力市场交易实施细则

根据《2018年广西电力市场交易实施方案》要求，进一步细化交易规则，规范市场交易，结合我区电力运行及市场交易实际，特制订本实施细则。

一、总则

坚持市场化改革方向，进一步深化电力体制改革，促进电力行业健康发展，推动产业结构转型和升级。按照稳妥有序推进、试点先行的原则，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进电力与广西经济的协调发展，积极推动电力市场交易开展。

本细则适用于所有参加2018年广西电力市场交易的市场主体。

二、市场主体

（一）发电企业。

发电企业是指纳入广西电力电量平衡、获准参与广西电力市场的发电企业。符合市场准入条件的发电企业按自愿原则到广西电力交易中心（以下简称“交易中心”）完成注册，成为合格市场交易主体后，方可参与市场交易。

调试期电量不参与市场交易。

（二）电力用户。

电力用户指获准参与广西电力市场的电力用户。符合市场准入条件的电力用户按自愿原则到交易中心完成注册，成为合格市场交易主体后，方可参与市场交易。

电力用户一旦选择参与市场交易，原则上应全部电量参与市场，一年内不能退出市场。擅自退出交易的，三年内不得进入电力市场，并视情节情况进行处罚。

（三）售电公司。

售电公司指符合国家发展改革委、国家能源局印发的《售电公司准入与退出管理方法》(发改经体〔2016〕2120号)规定，列入广西售电公司目录企业名单的售电公司。

（四）电网企业。

电网企业指拥有输电网、配电网运营权，承担其供电营业区保底供电服务，获准参与广西电力市场的电网企业。履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电的基本责任。

三、市场主体准入条件及相关要求

本方案所指交易电量，为执行大工业电价的电量。电网企业、发电企业、电力用户、售电公司等符合准入条件的市场主体均需在交易中心完成注册（含企业注册、数字证书办理），成为合格市场交易主体后，方可参与市场交易。同一市场主体同时具备发电企业、电力用户、售电公司中两种或两种以上类型时，每次交易只能选择一种类型参与。

（一）发电企业准入条件。

1.依法取得核准和备案文件，取得电力业务许可证（发电类）。

2.符合国家产业政策，国家规定的环保设施正常投运且达到环保标准要求。

3.并网自备电厂在公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费后，可作为合格的市场主体参与市场交易。

4.2018年暂定广西电网统调火电、核电，兴义电厂#2机参与市场交易。电网安全约束、保供热等电量通过市场交易获取，不再单独安排。适时组织水电、风电、光伏等清洁能源参与市场交易。

（二）电力用户准入条件。

1.符合国家及广西的产业政策及节能环保要求，落后产能、违规建设和环保不达标、违法排污项目不得参与。

2.符合电网接入规范，安装电能计量自动化终端并接入主电网计量自动化系统，满足电网安全技术要求。

3.具备零点抄表条件，不拖欠电费。

4.35kV及以上大工业用户参与市场交易，适时组织重点特色园区10kV大工业用户参与市场交易。

5.2016年11月1日-2017年10月31日实际外购电量（以电网企业统计电量为准）在3000万千瓦时及以上电力用户，可选择直接向发电企业购电或由售电公司代理购电，但每次交易只能选择一种购电方式；2016年11月1日-2017年10月31日实际外购电量在3000万千瓦时以下的电力用户，只能选择由售电公司代理购电。选择由售电公司代理购电的电力用户，每次交易只能选择一家售电公司。

（三）售电公司准入条件。

1.售电企业准入条件按照《售电公司准入与退出管理办法》（发改经体〔2016〕2120 号）有关规定执行。

2.参与交易的售电公司可代理电力用户向发电企业购电。为培育售电市场，暂定单个售电公司年度长协交易电量不超过12亿千瓦时。参与月度集中竞价时，申报的竞争电量不得超过当月竞争电量总规模的20%。

3.售电公司参与交易前应先与用户签订代理合同，交易电量不得超过其代理电量总和。

4.为防范市场风险，适时实行售电公司信用担保制度，参与交易时以银行履约保函等方式，提供违约担保。

（四）电网企业准入条件。

1.具有独立法人资格，财务独立核算，取得电力业务许可证，信用良好，能够独立承担民事责任；内部核算的，须经法人单位授权。

2.具备安全稳定的输配电能力。

四、市场管理

自治区工业和信息化委负责确定市场交易规模、完善交易细则、市场主体准入及交易相关要求。

广西电网电力调度控制中心（以下简称“调度中心”）协调中国南方电网电力调度控制中心、各地县调共同负责电网安全校核负责电网安全校核，对市场主体就安全校核结果提出的异议作出解释，负责电网阻塞管理、交易计划执行、负荷实时平衡等。

五、交易品种、周期及方式

2018年主要以年度和月度为周期开展电力直接交易、合同电量转让交易及其他交易，可根据市场需要按照年度以上、季度或者月度以下周期适时开展。市场交易主要采用双边协商、挂牌、集中竞价等方式开展。

市场交易中，交易价格（电价）均为折算至发电侧的上网电价，即交易价格（电价）=用户购电价格-输配电价（含线损）-政府性基金及附加。市场交易最小电量单位为1千瓦时，最小价格单位为0.01分/千瓦时。

1.双边协商。

双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量（电力）、电价，形成双边协商交易意向后，经安全校核后形成交易结果。

2.集中竞价。

集中竞价指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，交易中心进行市场出清，经安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量及成交价格等。

3.挂牌。

挂牌指市场主体通过电力交易平台，将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格的另一方提出接受该要约的申请，经安全校核后形成交易结果。

六、价格机制

（一）按照输配电价相关要求执行。电力用户购电价=市场交易成交价+电网企业输配电价（含线损）+政府性基金及附加。

（二）鉴于当前供需形势，现阶段参与市场交易的发电企业成交价格与其标杆上网电价价差不得为正。

（三）为避免市场操纵及恶性竞争，交易中心可视情况对申报价格设置上、下限。

（四）涉及跨电网交易的，根据《广西壮族自治区物价局关于广西电网2017-2019年输配电价有关问题的通知》（桂价格﹝2017﹞3号）执行。

七、市场交易

（一）交易规模。

根据发、用电预测情况，2018年市场交易规模达到当年全区全社会用电量的20%以上，即330亿千瓦时，视市场情况调整。其中年度长协交易规模约280亿千瓦时，其他交易规模根据市场情况及剩余电量灵活安排。

1.发电企业。

（1）年度长协交易规模中255亿千瓦时电量按以下原则确定：火电机组总交易规模200亿千瓦时，核电机组交易规模55亿千瓦时。各火电企业交易电量上限= 本企业符合参与市场交易机组装机容量/准入火电机组总装机容量×火电机组总交易规模（200亿千瓦时）。核电交易电量上限 =55亿千瓦时。上述两部分电量优先成交。

（2）年度长协交易规模中25亿千瓦时电量按以下原则确定：各发电企业交易电量上限 = k×本企业符合参与市场交易机组装机容量/准入总装机容量×25亿千瓦时，k=1.5（按年度长协竞争系数为1.04换算）。按提交时间先后顺序优先成交。

（3）当成交电量达到280亿千瓦时年度长协交易结束。年度长协未满足发电需求或用户仍有用电需求的，可参与月度及其他交易。

2.电力用户。

2018年年度长协交易电量原则上不超过2016年11月1日-2017年10月31日实际外购电量（以电网企业统计电量为准）。如用户有新增电量需求可参与其他交易。

（二）交易时序安排。

1.2018年，可开展年度长协交易、用户侧合同电量转让交易、发电侧合同电量转让交易、月度双边协商交易、月度集中竞价交易及临时交易等。

2.年度开展年度长协交易，市场主体根据交易结果，签订年度长协交易合同。

3.月度交易顺序原则上依次为：适时开展用户侧合同电量转让交易、年度长协月度分解电量调整、适时开展发电侧合同电量转让交易、适时开展月度双边协商交易、月度集中竞价交易。

（三）年度长协交易。

结合区内电力供需形势、电网通道能力、市场主体电量需求等情况组织年度长协交易。2017年12月开展2018年年度长协交易，采用双边协商及双边挂牌两种方式适时开展。发电企业、电力用户（售电公司）自主选择参与方式，在交易截止时间或达到交易规模时交易结束。年度长协交易无约束结果按“先签优先，后签调减”的原则进行调整。售电公司需先与电力用户确认代理关系，确定年度合同月度分解电量。

为确保年度长协交易有序高效，电力用户（售电公司）原则上最多与三家发电企业达成年度交易意向。

1.双边协商方式。

以自主双边协商方式开展。

（1）市场主体。

符合准入条件且在交易中心完成注册的发电企业、电力用户、售电公司。

（2）需求申报。

发电企业、电力用户（售电公司）可在广西电力市场交易系统（以下简称“交易系统”）申报交易需求电量及联系方式等信息，其中电量应分月明确。

（3）成交电量、价格。

发电企业、电力用户（售电公司）根据需求信息自主协商，确定成交的电量、价格。双边协商中，电力用户（售电公司）单笔意向电量原则上最低为5000万千瓦时，当剩余电量低于5000万千瓦时应一次性达成意向。

（4）交易流程。

a.交易中心会同调度中心通过交易系统等途径发布相关市场信息，包含以下内容：

①交易电量规模；

②关键输电通道网络约束情况；

③发电企业双边协商最大利用小时数（电量上限）。

b.交易中心发布交易公告，组织实施。

c.发电企业、电力用户（售电公司）根据交易系统上公布的信息，自主协商确认后，由发电企业在交易时段内登录交易系统填报意向书，电力用户（售电公司）在交易时段内进行确认。双方签章后，交易系统形成交易意向书。

d.交易中心2个工作日内汇总交易意向书。

e.除电网安全校核不通过外，发电企业、电力用户（售电公司）不得取消、更改意向交易结果。

2.双边挂牌方式。

发电企业、电力用户（售电公司）采用双边挂牌方式，在交易系统申报挂牌电量、价格，可滚动调整，形成标的；发电企业、电力用户（售电公司）相互摘牌，即时成交。

（1）市场主体。

符合准入条件且在交易中心完成注册的发电企业、电力用户、售电公司。

（2）挂牌。

发电企业在交易系统上申报挂牌电量和挂牌价格，形成标的（Pg、Qg），电力用户（售电公司）在交易系统上申报挂牌电量和挂牌价格，形成标的（Pg’、Qg’）。

（3）摘牌。

发电企业对标的（Pg’、Qg’）进行摘牌，电力用户（售电公司）对标的（Pg、Qg）进行摘牌。

（4）成交电量、价格。

双边挂牌交易中，发电企业、电力用户（售电公司）最低挂牌、摘牌电量为5000万千瓦时，当剩余电量低于5000万千瓦时应全部一次性挂牌、摘牌。

发电企业摘牌：成交电量、价格为对应电力用户（售电公司）标的（Pg’、Qg’）。

电力用户（售电公司）摘牌：成交电量、价格为对应发电企业标的（Pg、Qg）。

（5）交易流程。

a.交易中心会同调度中心通过交易系统等形式发布年度双边挂牌交易相关市场信息，包含以下内容：

①交易电量规模；

②关键输电通道网络约束情况；

③发电企业交易最大利用小时数（电量上限）。

b.交易中心发布交易公告，组织实施。

c.市场主体在规定的交易时段内申报交易标的，标的在未被摘牌锁定前可调整。交易在截止时间或所有标的电量成交后结束。

d.交易中心2个工作日内汇总双边挂牌结果。

e.除电网安全校核不通过外，发电企业、电力用户（售电公司）不得取消、更改成交结果。

3.交易校核。

按双边协商、双边挂牌方式组织年度长协交易后，需对签约电量进行交易校核。交易校核优先确保火电机组总交易规模在200亿千瓦时以内，核电机组交易规模在55亿千瓦时以内的各发电企业市场化电量。火电机组交易规模超过200亿千瓦时，核电机组交易规模超过55亿千瓦时的电量，如总电量超过280亿千瓦时，按达成意向的时间顺序从后往前削减，直至达成意向电量规模等于280亿千瓦时。

4.安全校核。

交易校核后，交易中心汇总双边协商、双边挂牌交易的无约束成交结果，送调度中心进行安全校核。

调度中心5个工作日内完成安全校核，并将校核结果返回交易中心。若安全校核未通过，调度中心需出具书面解释，由交易中心予以公布。同时，交易中心按时间优先、等比例等原则对交易结果进行调整。

安全校核结果在交易系统发布，公示1天。

5.合同签订。

发电企业、电力用户（售电公司）、电网企业根据安全校核结果，在交易系统按合同模板签订市场交易合同。合同签订时，不得擅自更改。

交易系统自动生成交易合同。合同签订时，由发电企业填报，电力用户（售电公司）、电网企业确认，各方签章。

（四）用户侧合同电量转让交易。

用户侧合同电量转让交易主要按月组织，根据市场需求也可按多月组织，交易标的原则上为年度长协交易电量。采用双边协商及挂牌两种方式开展，根据实际情况选择交易方式。

出让方不得参加次月月度集中竞价交易，且受让电量不得再次转让。

1.双边协商方式。

（1）市场主体。

符合准入条件且在交易中心完成注册的电力用户、售电公司。

（2）需求申报。

电力用户、售电公司在交易系统申报交易需求电量及联系方式等信息。按多月组织的，电量应分月明确。

（3）成交电量、价格。

电力用户、售电公司根据需求信息自主协商，确定成交的电量、价格。

（4）交易流程。

a.交易中心会同调度中心通过交易系统等途径发布相关市场信息，包含以下内容：

①交易电量规模；

②关键输电通道网络约束情况。

b.交易中心发布交易公告，组织实施。

c.电力用户、售电公司根据交易系统上公布的信息，自主协商确认后，由出让方在交易时段内登录交易系统填报意向书，受让方在交易时段内进行确认。双方签章后，交易系统形成交易意向书。

d.交易中心2个工作日内汇总交易意向书，形成用户侧合同电量转让交易无约束成交结果。

e.除电网安全校核不通过外，电力用户、售电公司不得取消、更改意向交易结果。

2.挂牌方式。

电力用户、售电公司采用挂牌交易方式，出让方在交易系统申报挂牌电量、价格，可滚动调整，形成标的；受让方摘牌，即时成交。

（1）市场主体。

符合准入条件且在交易中心完成注册的电力用户、售电公司。

（2）挂牌。

出让方在交易系统上申报挂牌电量和挂牌价格，形成标的（Pg、Qg）。

（3）摘牌。

受让方对标的（Pg、Qg）进行摘牌。

（4）成交电量、价格。

受让方摘牌后，成交电量、价格为对应出让方的标的（Pg、Qg）。

（5）交易流程。

a.交易中心会同调度中心通过交易系统等途径发布相关市场信息，包含以下内容：

①交易电量规模；

②关键输电通道网络约束情况。

b.交易中心发布交易公告，组织实施。

c.市场主体在规定的交易时段内申报交易标的，标的在未被摘牌锁定前可调整。交易在截止时间或所有标的电量成交后结束。

d.交易中心2个工作日内汇总挂牌无约束成交结果。

e.除电网安全校核不通过外，电力用户、售电公司不得取消、更改成交结果。

3.安全校核。

交易中心汇总双边协商、挂牌交易的无约束成交结果，送调度中心进行安全校核。

调度中心3个工作日内完成安全校核，并将校核结果返回交易中心。若安全校核未通过，调度中心需出具书面解释，由交易中心予以公布。同时，交易中心按时间优先、等比例等原则对交易结果进行调整。

安全校核结果在交易系统发布，公示1天。

4.合同签订。

电力用户、售电公司根据安全校核结果，在交易系统按合同模板签订市场交易合同。合同签订时，不得擅自更改。

交易系统自动生成交易合同。合同签订时，由出让方填报，受让方确认，各方签章。

（五）年度交易合同的月度分解。

电力用户、售电公司可对年度交易合同月度计划进行调整。月度计划调整时需要遵循以下原则：

1.各电力用户需登录交易系统填报月度长协交易计划，并由相关发电企业确认后方可执行；

2.由售电公司代理的电力用户首先通过交易系统将次月长协交易计划提交至售电公司，由售电公司确认后，统一提交至相关发电企业进行确认；

3.逾期未完成月度长协交易计划填报的，月度长协交易计划以已签订的年度长期协议月度分解电量为准；

4.月度长协交易计划调减的用户（不含售电公司及售电公司代理的用户）不得参与次月月度竞价交易。

（六）发电侧合同电量转让交易。

发电侧合同电量转让交易主要按月组织，根据市场需求可按多月组织，交易标的原则上为年度长协交易电量。采用双边协商及挂牌两种方式开展，根据实际情况选择交易方式。

机组保安全等电量不得转让，且受让电量不得再次转让。发电侧合同电量转让交易应符合节能减排原则，原则上只允许煤耗高的机组转让给煤耗低的机组，火电机组转让给清洁能源机组，清洁能源机组之间可互相转让。

1.双边协商方式。

（1）市场主体。

符合准入条件且在交易中心完成注册的发电企业。

（2）信息申报。

发电企业可在交易系统申报交易需求电量及联系方式等信息。按多月组织时，电量应分月明确。

（3）成交电量、价格。

发电企业根据双边交易需求信息自主协商，确定成交的电量、价格。

（4）交易流程。

a.交易中心会同调度中心通过交易系统等途径发布相关市场信息，包含以下内容：

①交易电量规模；

②关键输电通道网络约束情况。

b.交易中心发布交易公告，组织实施。

c.发电企业根据交易系统上公布的信息，自主协商确认后，由出让方在交易时段内登录交易系统填报意向书，受让方在交易时段内进行确认。双方签章后，交易系统形成交易意向书。

d.交易中心2个工作日内汇总交易意向书，形成发电侧合同电量转让无约束成交结果。

e.除电网安全校核不通过外，发电企业不得取消、更改意向交易结果。

2.挂牌方式。

发电企业采用挂牌交易方式，出让方在交易系统申报挂牌电量、价格，可滚动调整，形成标的；受让方摘牌，即时成交。

（1）市场主体。

符合准入条件且在交易中心完成注册的发电企业。

（2）挂牌。

出让方在交易系统上申报挂牌电量和挂牌价格，形成标的（Pg、Qg）。

（3）摘牌。

受让方对标的（Pg、Qg）进行摘牌。

（4）成交电量、价格。

受让方摘牌后，成交电量、价格为对应出让方的标的（Pg、Qg）。

（5）交易流程。

a.交易中心会同调度中心通过交易系统等途径发布相关市场信息，包含以下内容：

①交易电量规模；

②关键输电通道网络约束情况。

b.交易中心发布交易公告，组织实施。

c.市场主体在规定的交易时段内申报交易标的，标的在未被摘牌锁定前可调整。交易在截止时间或所有标的电量成交后结束。

d.交易中心2个工作日内汇总挂牌无约束成交结果。

e.除电网安全校核不通过外，发电企业不得取消、更改成交结果。

3.安全校核。

交易中心汇总双边协商、挂牌交易的无约束成交结果，送调度中心进行安全校核。

安全校核结果在交易系统发布，公示1天。

4.合同签订。

发电企业根据安全校核结果，在交易系统按合同模板签订市场交易合同。合同签订时，不得擅自更改。

交易系统自动生成交易合同。合同签订时，由出让方填报，受让方确认，各方签章。

（七）月度双边协商交易。

月度双边协商交易主要按多月组织。采用双边协商方式开展，在交易截止时间或达到交易规模时交易结束。月度双边交易无约束结果按“先签优先，后签调减”的原则进行调整。售电公司需先与电力用户确认代理关系，确定分月电量。

1.双边协商方式。

（1）市场主体。

符合准入条件且在交易中心完成注册的发电企业、电力用户、售电公司。原则上新投产以及存量用户的新增电量可参与月度双边协商交易。

（2）需求申报。

发电企业、电力用户（售电公司）可在交易系统申报交易需求电量及联系方式等信息，其中电量应分月明确。

（3）成交电量、价格。

发电企业、电力用户（售电公司）根据月度双边协商交易需求信息自主协商，确定成交的电量、价格。

（4）交易流程。

a.交易中心会同调度中心通过交易系统等途径发布相关市场信息，包含以下内容：

①交易电量规模；

②关键输电通道网络约束情况；

③发电企业双边协商最大利用小时数（电量上限）。

b.交易中心发布交易公告，组织实施。

d.交易中心2个工作日内汇总交易意向书，形成双边协商无约束成交结果。

e.除电网安全校核不通过外，发电企业、电力用户（售电公司）不得取消、更改意向交易结果。

2.安全校核。

交易中心汇总月度双边协商交易无约束成交结果，送调度中心进行安全校核。

安全校核结果在交易系统发布，公示1天。

3.合同签订。

发电企业、电力用户（售电公司）、电网企业根据安全校核结果，在交易系统按合同模板签订市场交易合同。合同签订时，不得擅自更改。

交易系统自动生成交易合同。合同签订时，由发电企业填报，电力用户（售电公司）、电网企业确认，各方签章。

（八）月度集中竞价交易。

月度集中竞价交易按月组织。采用集中竞价、统一边际价格法出清方式开展。

1.集中竞价方式。

（1）市场主体。

符合条件并在交易中心完成注册的发电企业、电力用户、售电公司。售电公司需与电力用户确认代理关系。

（2）需求申报。

电力用户登录交易系统申报竞价交易需求电量。

（3）竞价申报。

发电企业、电力用户（售电公司）均通过交易系统申报交易电量、交易价格，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。

交易电量可采用三段式申报方式，发电企业各段累计电量不超过可参与月度集中竞争交易的申报电量上限，电力用户（售电公司）各段累计电量应不超过其申报的次月市场化需求电量。发电企业和电力用户（售电公司）各段申报电量应占其申报电量的20%及以上，且单段申报电量下限值为500万千瓦时，总申报电量低于下限值的按一段申报。

（4）成交规则。

采用统一边际价格法出清。将发电企业申报价格、电力用户（售电公司）申报价格配对，形成交易价差对。其中发电企业申报价格为其上网价格，电力用户（售电公司）申报价格为发电侧上网价格。为维护月度集中竞价的有序开展，电力用户（售电公司）申报价格不得高于参与月度集中竞价机组的最高标杆上网电价。

价差对=电力用户（售电公司）申报价格-发电企业申报价格。

价差对为负值时不能成交，价差对为正值或零时可以成交，价差对大的优先成交。

所有成交的价差对中，最后一个成交的电力用户（售电公司）与发电企业申报价格的算术平均值为统一出清价格。

（5）交易出清。

电力用户、售电公司申报价格相同时，成交电量按申报电量比例分配。发电侧出清优先顺序：先后依次为申报价格、发电企业综合优先级、申报时间。即申报价格低的发电企业先成交→在申报价格相同时，发电企业综合优先级高者先成交→申报价格及发电企业综合优先级均相同时，先申报者先成交→前三个条件完全一致时，按申报电量比例成交。电网安全约束、保供热等电量未获得市场交易电量的，按照已成交最近一次月度统一出清形成的市场价格结算。

发电侧因安全校核调减的电量按竞价申报排序递补成交，发电企业若有异议可提出书面申请，一个工作日内无异议的视为同意。若调减电量未递补完成，则由当月按统一出清价格结算的偏差电量成交。若仍未递补完成，则按申报价格低的先调减的原则，调减用户侧成交规模。统一出清价格保持不变。

考虑内陆火电、沿海火电、核电、兴义#2机组的标杆上网电价不一致，鉴于当前供需形势，在月度竞价按统一出清价格的交易方式下，若出现月度统一出清价格高于部分成交发电企业标杆上网电价时，该部分发电企业按其标杆上网电价结算，差额电费按电力用户（售电公司）成交电量比例返还给电力用户（售电公司）。

（6）交易流程。

a.发电企业、电力用户（售电公司）在年度交易合同电量外，有市场化电量增量需求时按月在交易系统申报。

b.交易中心根据市场需求，组织开展次月月度集中竞价交易。交易中心在广西交易系统发布次月集中竞价公告，披露交易规模等相关信息。

c.不迟于交易日3个工作日前，交易中心会同调度中心，通过交易系统发布次月集中竞价交易相关信息，包含以下内容：

①交易规模、开市时间、市场主体范围；

②关键输电通道输电能力；

③机组运行约束情况。

d.发电企业、电力用户（售电公司）在交易系统上自行申报电量、价格。可滚动调整申报，以最后一次的申报为准。

e.电力用户（售电公司）申报按照申报电价由高到低排列，形成电力用户电量-电力用户申报电价L’，所有成交的价差对中电力用户最低申报电价为Pmin’，最高申报电价为Pmax’；发电主体申报按照申报电价由低到高排列，形成发电主体电量-发电申报电价曲线L，所有成交的价差对中发电主体最低申报电价为Pmin，最高申报电价为Pmax。L与L’的交点确定市场出清价格P0，在月度集中竞价交易规模内L与L’无交点时，P0=（Pmin’+ Pmax）/2。

f.交易中心将月度交易撮合结果提交调度中心进行安全校核。

g.交易中心根据安全校核结果，通过交易系统向各市场主体发布月度竞价交易结果。

2.安全校核。

交易中心汇总月度集中竞价交易的无约束成交结果，送调度中心进行安全校核。

调度中心原则上3个工作日内完成安全校核，并将校核结果返回交易中心。若安全校核未通过，调度中心需出具书面解释，由交易中心予以公布。同时，交易中心按时间优先、等比例等原则对交易结果进行调整。

安全校核结果在交易系统发布，公示1天。

3.成交结果发布。

根据校核后的成交结果，形成成交通知书。成交通知书由交易中心通过交易系统正式向各市场主体发布。

（九）辅助服务。

按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，研究构建竞争性调峰辅助服务补偿/交易机制，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。

八、结算

（一）总体原则。

5.若发电企业已完成其全部市场电量，其当月上网电量超出市场计划电量的部分，按已成交最近一次月度统一出清形成的市场价格结算。

（二）偏差电量考核及补偿原则。

1.总体原则。

（1）考核资金暂委托广西电网有限责任公司管理。

（2）市场交易主体按照交易品种分别进行偏差考核，按月考核月度计划完成率。

（3）允许年度长协结算总电量与合同电量偏差-5%。由于交易主体自身原因，造成实际结算电量低于合同电量95%的，低于部分视为违约电量。市场交易主体违约价格按合同约定执行。

（6）因不可抗力造成电量偏差的，不进行偏差考核。

2.考核标准。

年度长协月度分解电量、月度竞价电量等分别考核。由于市场交易主体自身原因导致月市场化计划电量完成率偏差超过±5%的，偏差电量考核责任方。

（1）发电企业考核。

（2）电力用户（售电公司）考核。

（3）地方电网趸售（网间交易）县公司考核。

（三）电费支付方式。

交易中心负责提供结算依据，电网企业负责收费、结算，负责归集交叉补贴，代收政府性基金及附加。

1.电力用户（售电公司）电费支付方式。

电力用户按销售电价向电网企业缴费。直接向发电企业购电的电力用户，其价差电费由电网企业在其次月应缴电费中抵扣；由售电公司代理购电的电力用户，其价差电费按售电公司与其约定的月价差总电费的比例分配，电网企业分别与售电公司及售电公司所代理的电力用户结算。电力用户功率因数调整电费、基本电费、政府性基金等仍按国家现行电价政策执行。参与市场化交易的用户当月欠缴电费的，将暂停交易结算。

2.发电企业电费支付方式。

发电企业与电网企业维持现有的电费支付方式。

九、市场干预

（一）为保障广西电力市场化交易工作有序开展，严控交易风险，防止重大交易事故发生，按以下原则开展市场交易应急处置。交易中心按此原则编制应急处置预案。

1.当交易规则出现重大缺陷，不适应广西电力市场实际需求时，中止本次交易并另行组织。

2.当交易系统、配套的数据通信系统、网络通道等发生重大故障，且在短时间内无法修复而导致交易申报过程无法继续正常进行时，中止本次交易并另行组织。

3.当交易申报结束后，申报数据解密、交易出清等软件或硬件设备出现故障，且在短时间内无法修复而导致交易结果无法按时发布时，延迟发布交易结果。

4.当交易技术支持系统缺陷、交易参数错漏等情况导致交易结果出现偏差时，根据影响范围的大小视情况另行组织交易。

5.当出现不可抗力或市场出现其他严重的异常情况，导致交易申报、数据解密、出清计算等过程无法正常进行时，中止本次交易并另行组织交易。

（二）当交易无法正常开展时，交易中心应及时通知市场主体推迟、暂停交易，确定处置方案，并将有关情况报自治区政府有关电力主管部门。

（三）交易中心负责实施市场干预措施，实施应急调控时，应及时公告调控原因、范围、持续时间，并做好记录和备案。市场干预措施主要有价格管制和交易管制，包括交易时间调整、交易暂停、交易中止、交易相关参数调整等。

十、信息披露