12月22日，廣西壯族自治區能源局關于2026年廣西電力市場化交易工作有關事項的通知。

通知提到，新能源發電企業納入省級電網（含廣西電網有限責任公司、廣西新電力投資集團有限責任公司）平衡的新能源發電項目（包括陸上集中式光伏發電和集中式風電、海上風電項目，以及分布式光伏發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。

綠色電力交易采用雙邊協商、掛牌交易方式開展，按年度、月度（多月）、月內組織，鼓勵簽訂多年綠色電力中長期合同。標的物為發電交易單元、批發交易用戶次年、次月（多月）、月內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商交易方式組織，月內綠色電力交易采用掛牌交易方式組織。

詳情見下：

廣西壯族自治區能源局關于2026年廣西電力市場化交易工作有關事項的通知

各設區市電力市場化交易主管部門，廣西電力交易中心，廣西電網電力調度控制中心，各電網企業，各經營主體：

為穩妥有序推進我區電力市場建設，逐步實現省級電力市場與南方區域電力市場、中長期電力市場與現貨電力市場的有序銜接，結合廣西電力運行及市場交易實際，經商國家能源局南方監管局，現就2026年廣西電力市場化交易工作有關事項通知如下。

一、經營主體

（一）電力用戶

10千伏及以上工商業用戶原則上要直接參與市場交易（直接向發電企業或售電公司購電，下同），暫無法直接參與市場交易的，可由電網企業代理購電。參加市場化交易（含批發、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電量需通過批發或零售交易購買，且不得同時參加批發交易和零售交易。

（二）售電公司

售電公司按照《售電公司管理辦法》（發改體改規〔2021〕1595號）及有關規定執行。

（三）發電企業

1.燃煤發電企業

廣西電網地市級及以上電力調度機構調管的燃煤發電機組（含背壓式熱電聯產機組、興義電廠2號機組，下同）全電量參與市場化交易。其中，背壓式熱電聯產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電量按市場規則結算；選擇作為價格接受者參與的，其全部上網電量按照廣西當月區內燃煤發電機組電能量三部制加權平均結算價格結算（不含各類市場損益、中長期阻塞費用以及現貨不平衡資金）。

2.核電發電企業

防城港紅沙核電1、2、3、4號機組全電量進入市場。

3.新能源發電企業

納入省級電網（含廣西電網有限責任公司、廣西新電力投資集團有限責任公司）平衡的新能源發電項目（包括陸上集中式光伏發電和集中式風電、海上風電項目，以及分布式光伏發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.燃氣發電企業

燃氣發電企業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，全電量按市場規則結算，年內不得退市。

（四）新型經營主體

獨立儲能企業按規定辦理注冊手續后，按照單一獨立主體身份參與市場，以參與月度、月內、現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讓交易。鼓勵虛擬電廠聚合可調節負荷、分布式電源、用戶側儲能等資源，按發電交易單元、負荷交易單元積極參與電能量、需求響應、輔助服務等市場。抽水蓄能參照獨立儲能企業執行。其他新型經營主體參與市場按國家、自治區有關規定執行。

二、市場交易品種

（一）年度市場電量直接交易

采用雙邊協商、掛牌交易方式，標的物為發電交易單元（包括發電類虛擬電廠等）、批發交易用戶（包括售電公司、選擇批發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。具體執行要求另行規定。

（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，標的物為發電交易單元（包括發電類虛擬電廠、獨立儲能放電量等）、批發交易用戶（包括售電公司、選擇批發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）月內市場電量直接交易

采用滾動撮合交易方式，標的物為發電交易單元（包括發電類虛擬電廠、獨立儲能放電量等）、批發交易用戶（包括售電公司、選擇批發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日市場化上網電量、外購電量，標的物不跨月，其他各類按照月內時序組織的交易品種，交易標的維持一致。

（四）電網企業代理購電交易

省級電網合理預測全區代理購電用戶電量規模，作為購電方參與交易，以報量不報價的方式形成邀約，發電交易單元作為售電方參與交易，按年度、月度、月內組織，標的物為省級電網、發電交易單元次年、次月、當月月內市場化采購電量、上網電量。省級電網應在交易開始前向市場公布掛牌電量，電量應分解至各時段形成分時電量曲線，交易開始后各發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時段掛牌電量時，按各發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時段掛牌電量時，按照各發電交易單元申報摘牌電量比例成交。核電不參加年度電網企業代理購電交易。

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）相應時段平均成交價格執行。月度、月內交易各時段交易價格按照當月月度集中競價交易相應時段平均成交結果執行。若當月月度集中競價交易某時段未成交，則電網企業代理購電交易當月月度、月內該時段交易電量上限為零。

（五）綠色電力交易

采用雙邊協商、掛牌交易方式開展，按年度、月度（多月）、月內組織，鼓勵簽訂多年綠色電力中長期合同。標的物為發電交易單元、批發交易用戶次年、次月（多月）、月內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商交易方式組織，月內綠色電力交易采用掛牌交易方式組織。

（六）合同電量轉讓交易

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

年度綠色電力交易合同在各方協商一致后，可按月度開展綠色電力合同轉讓交易，采用雙邊協商交易方式。在原合同價格不變的基礎上，可將未履行的合同全部或部分通過合同轉讓交易轉讓給第三方，其綠色電力權屬關系及綠電環境價值偏差補償等權責一并轉讓，其他具體交易要求參照合同電量轉讓交易執行。

（七）跨省跨區（含跨經營區）交易

1.在維持區內電力供需穩定的前提下，鼓勵各經營主體依據國家、南方區域有關規定參與“點對點”、“點對網”跨省跨區（含跨經營區）市場化交易。

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

（八）其他交易

現貨電能量交易、需求響應交易等其他交易品種按照相關規定執行。

三、交易要求

（一）市場交易價格機制

1.燃煤煤發電企業采用“基準價+上下浮動”的市場化上網電價機制，廣西燃煤發電基準價現行標準為420.7元/兆瓦時，上下浮動范圍按照國家、自治區關于燃煤發電上網電價市場化改革最新要求執行。

各發電交易單元、批發交易用戶年度、月度、月內各時段價格申報上下限參照現貨市場交易申報價格上下限執行。其中，燃煤發電交易單元年度市場電量直接交易所有時段交易加權平均價格申報上下限參照“基準價+上下浮動”范圍執行（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.高耗能企業交易價格按國家、自治區有關規定執行。

（二）中長期合同簽約要求

1.各經營主體應確保中長期合同高比例簽約，燃煤、核電、燃氣發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、年度電網企業代理購電交易）應不低于2026年納入廣西區內消納的上網電量60%，并通過后續合同簽訂，保障月度及以上電力中長期合同簽約電量比例不低于預計市場化上網電量的80%。

批發交易用戶、電網企業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計用電量的80%。年度電力中長期合同電量簽約比例應不低于2026年實際用電量的50%。

電網企業按照廣西新能源上網電價市場化改革實施方案的要求，代表全體工商業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用戶電量的比例，納入用戶側月度電力中長期合同簽約電量比例統計。

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產機組）、核電、燃氣發電交易單元和批發交易用戶年度電力中長期合同分月電量與實際月度上網（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；對電網企業代理購電（不含電網企業反向投放電量）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倍與當月發電側實時市場加權平均價格之差執行。差值為正時，批發交易用戶、電網企業代理購電按差值執行偏差考核機制；差值為負時，燃煤、核電、燃氣發電交易單元按差值絕對值執行偏差考核機制。

偏差考核費用按月清算，批發交易用戶、電網企業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交易用戶、電網企業代理購電按月度實際市場電量比例分享。燃煤、核電、燃氣發電企業因設置系統原因必開機組時段，該時段實際上網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電力調度控制中心（以下簡稱廣西中調）認定，并在交易結算前向交易中心提供。

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

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

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果未發布，增量新能源項目年度電力中長期合同分月電量不應超過其月度實際上網電量的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電交易單元當月年度交易分月合同平均價格與其所在節點當月現貨實時平均價格之差進行超額回收（差價為負數時取0），產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，原則上應體現差異化的分時段價格，月度、月內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行。

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

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最新印發的零售市場管理辦法、零售套餐模式等要求協商重新簽訂零售合同，如無法協商一致的，繼續按照已備案的多年零售合同開展結算。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規則執行。

8.地方電網、增量配電網內的發電企業（含自備電廠）滿足相關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先作為居民、農業以及電網企業代理工商業用戶購電電量來源，執行政府核定上網電價。超出電量由電網企業以掛牌交易方式反向投放市場，批發交易用戶在交易電量上限范圍內自行確定摘牌電量，掛牌價格、交易方式等參照電網企業代理購電交易執行，未摘牌的反向投放電量按相關市場規則結算。

2.納入市場范圍且滿足交易條件的發電企業應及時辦理市場注冊手續，未完成市場注冊的發電企業由電網企業按照相關規則結算。

四、工作要求

（一）各設區市、縣（市、區）電力市場化交易主管部門和電網企業要積極組織轄區內電力用戶、發電企業參與電力市場交易，做好宣傳和指導工作。

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

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

（四）電網企業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，引導用戶合理調整用電行為，錯峰用電、削峰填谷，提升系統運行效率。各電力用戶和發電企業應配合電網企業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后果。

（五）廣西電網公司應承接落實國家關于保障優先發電的有關要求，做好云電、西電等政府間協議計劃執行，按月將優先發電計劃執行情況報告自治區政府主管部門。

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

（七）本通知中有關市場機制及關鍵參數等內容，可由市場運營機構根據市場運行情況提出調整建議，報自治區政府主管部門和南方能源監管局批復同意后，按程序進行調整。

（八）本通知執行過程中，如遇國家、自治區電力市場化改革相關政策調整的，按最新政策執行。

廣西壯族自治區能源局

2025年12月19日