根據《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）、《國家發改委 國家能源局關于印發電力體制改革配套文件的通知》（發改經體〔2015〕2752號）以及《國家發展改革委 國家能源局關于同意廣西壯族自治區開展電力體制改革綜合試點的復函》（發改經體〔2016〕1096號）精神，結合我區實際，制定本方案。
一、執行原則
（一）符合國家產業政策和行業準入條件；
（二）按照國家和自治區有關項目投資管理的規定履行相關手續，證照齊全；
（三）采用國際國內行業先進或領先的生產工藝與裝備，能耗及污染物排放指標達到國內行業先進水平。
二、執行內容
（一）交易規模
2017年開展年度、月度市場化交易，市場化交易電量規模達到當年全區全社會用電量的20%，即280億千瓦時左右，視市場情況調整。其中，年度長期協議規模約240億千瓦時，月度交易規模根據市場情況及年度交易剩余電量靈活安排。符合準入條件的市場主體交易規模如下：
1.發電企業
（1）火電企業
2017年暫定火電企業年度交易規模為210億千瓦時，其中年度長期協議交易規模190億千瓦時。各火電企業年度長期協議交易電量上限=本企業符合參與市場化交易機組裝機容量/準入火電總裝機容量×火電機組年度長期協議交易規模。
各火電企業年度長期協議交易電量不足或用戶有增量需求時，可參與月度交易。
火電保供熱電量通過市場化交易獲取，不再單獨安排各涉熱火電企業的保供熱電量。
（2）核電企業
2017年暫定核電企業年度交易規模為70億千瓦時，其中年度長期協議交易規模50億千瓦時，不足或用戶有增量需求時，可參與月度交易。
    2.電力用戶
    單個電力用戶2017年年度長期協議交易電量不得超過其2016年實際外購電量（以供電部門結算電量為準），否則簽訂的意向書或合同無效，如有增量電量可參與月度交易。
3.售電公司
售電公司可代理電力用戶（包括試點園區內用戶）向發電企業購電。初期，單個售電公司年度長期協議交易電量不得超過6億千瓦時（不含試點園區內用戶電量）。參與月度交易時，申報的競爭電量不得超過當月競爭電量總規模的15%。
    （二）交易方式
采取年度交易和月度交易兩種方式。
    1.年度交易
采用雙邊協商及雙邊掛牌兩種模式。發電企業、電力用戶（售電公司）自主選擇參與。
（1）年度雙邊協商
發電企業與電力用戶（售電公司）自主雙邊協商交易價差（價格）、交易電量，達成交易意向。
售電公司與所代理的電力用戶自主協商簽訂售電協議（合同）后，再與發電企業達成交易意向。
（2）年度雙邊掛牌
發電企業、電力用戶（售電公司）分別在電力交易系統上申報掛牌電量和掛牌價差（價格），采用相互摘牌、滾動調整、即時成交的方式開展。
廣西電力交易中心（以下簡稱“交易中心”）匯總年度長期協議成交意向（含年度雙邊協商交易意向與年度雙邊掛牌交易無約束結果），交易意向通過電力調度機構安全校核后，發電企業、電力用戶（售電公司）與電網企業簽訂市場化交易三方合同。涉及跨電網交易的，發電企業、電力用戶（售電公司）與主電網、地方電網企業簽訂市場化交易多方合同。
2.月度交易
月度交易采用合約電量轉讓、集中競價交易等方式。
（1）合約電量轉讓
交易中心根據市場主體需求以掛牌的方式組織合約電量轉讓交易，適時開展。
現階段，在發電企業間開展年度雙邊協商交易電量的轉讓交易，機組電網安全約束電量不得開展轉讓交易。
合同電量轉讓交易不影響出讓方與電力用戶原有合同的價格及結算方式。出讓方申報出讓電量、出讓價格。擬出讓電量不超過出讓方簽訂的年度長期協議交易電量，出讓價格指出讓方支付給受讓方的補償價格。交易中心通過電力交易系統發布出讓方名稱、出讓價格、可出讓電量等信息。
交易中心將無約束交易結果提交電力調度機構進行安全校核，安全校核后通過電力交易系統向市場主體發布合約轉讓交易成交結果。
（2）集中競價交易
交易中心根據市場主體需求以集中競價的方式組織，每月適時開展。
輸配電價核定前，發電企業，電力用戶（售電公司）均通過電力交易系統申報交易電量、交易價差，以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報。發電企業申報與上網電價的價差，電力用戶申報與目錄電價中電度電價的價差，售電公司申報價差電價，電價下浮為負，電價上浮為正。
采用統一邊際價差法出清。將發電企業申報價差、電力用戶（售電公司）申報價差配對，形成交易價差對，即價差對=電力用戶申報價差-發電企業申報價差。價差對為負值時不能成交，價差對為正值或零時可以成交，價差對大的優先成交。申報價差相同時，按申報電量比例分配。所有成交的價差對中，最后一個成交的電力用戶（售電公司）與發電企業申報價差的算術平均值為統一出清價差。
輸配電價核定后，發電企業，電力用戶（售電公司）均通過電力交易系統申報交易電量、交易價格，電力用戶（售電公司）申報交易價格大于等于發電企業申報交易價格方有效。以申報截止前最后一次的有效申報作為最終申報。發電企業申報電價為其市場化交易上網電價，電力用戶（售電公司）直接申報價交易價格。
采用統一邊際價格法出清。將發電企業申報價格、電力用戶申報價格配對，形成交易價差對。其中發電企業申報價格為其上網價格，電力用戶申報價格為發電側上網價格。
價差對=電力用戶申報價格-發電企業申報價格。
價差對為負值時不能成交，價差對為正值或零時可以成交，價差對大的優先成交。
所有成交的價差對中，最后一個成交的電力用戶與發電企業申報價格的算術平均值為統一出清價格。
交易電量可采用三段式申報方式，發電企業各段累計電量不超過可參與月度集中競爭交易的申報電量上限，電力用戶各段累計電量應等于申報的次月市場化電量需求量。發電企業和電力用戶各段申報電量應占其申報電量一定比例。
對于電網安全約束電量，按“保量不保價”原則參與市場化交易，鼓勵電網安全約束電量通過年度長期協議參與交易。有安全約束的發電企業如不參與年度長期協議交易，在月度競價中優先安排其安全約束電量，確保電網安全。機組安全約束電量大于年度長期協議交易電量上限的發電企業，如果其市場化交易電量小于年度長期協議交易電量上限，則差額電量在月度交易中安排，按月度交易的統一出清價優先出清，并計入該發電企業的市場化交易電量，直到其年度市場化電量總額達到年度長期協議交易電量上限。機組安全約束電量小于年度長期協議交易電量上限的發電企業，如果其市場化交易電量小于其安全約束電量，則差額電量在月度交易中安排，按月度統一出清價優先出清，直到其年度市場化電量總額達到安全約束電量。
   （三）交易價格
1.輸配電價核定前
交易價格按照價差傳導機制開展市場化交易，即發電企業參與市場化交易的上網電價在現行標桿上網電價上調整多少，則電力用戶的落地電度電價在現行目錄電價上相應調整多少。市場化交易價格由電力用戶與發電企業通過協商自主確定，不受第三方干預。
適用兩部制電價的電力用戶，其購電價格由電度電價和基本電價組成，用戶基本電價按自治區價格主管部門下發的文件執行。
2.輸配電價核定后
發電企業的交易電量上網電價由電力用戶（售電公司）與發電企業通過協商、市場競價等方式自主確定。參與市場化交易的電力用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價（含線損）、政府性基金及附加三部分組成。不同供電電壓等級的電力用戶，其輸配電價（含線損）按自治區價格主管部門核定的價格執行。
售電公司按照市場化價格與其代理的電力用戶、購電的發電企業開展市場化交易，交易價格自主商定，實行自主經營、自擔風險、自負盈虧。
（四）交易結算
1.年度雙邊交易按“月結年清”、月度競價交易按“月結月清”的原則進行結算。
2.電力用戶當月超出申報的月度市場交易計劃的電量按目錄電價進行結算。
3.月度結算時，先結算月度集中競價交易成交電量，再結算年度交易月度分解電量。
4.由于豐枯季節性變化等原因導致用戶申報的年度雙邊協商月度分解電量未能通過安全校核或交易未能按計劃實施，用戶該部分申報的電量納入滾動統計。電力用戶先按照目錄電價結算，發電企業在后續安排發電計劃時對該電量進行安排發電后補結。
5.發電企業、電力用戶（售電公司）、電網企業應根據有關電力交易規則，按照自愿原則簽訂三方合同。涉及跨電網交易的，發電企業、電力用戶（售電公司）、主電網、地方電網應根據有關電力交易規則，按照自愿原則簽訂多方合同。交易中心負責提供結算依據，電網企業負責收費、結算，負責歸集交叉補貼，代收政府性基金及附加。其中，電力用戶按目錄電價向電網企業繳費，發電企業按交易結果從電網企業獲取上網電費。直接向發電企業購電的電力用戶，其價差電費由電網企業在其次月應繳電費中抵扣；由售電公司代理購電的電力用戶，其價差電費按售電公司與其約定的月價差總電費分配比例，電網企業分別與售電公司及售電公司所代理的電力用戶結算。如涉及跨電網交易的，售電公司與所代理的電力用戶所屬網區的電網企業進行結算。
    涉及跨電網交易的，市場化交易電量的結算方式由自治區價格主管部門另行規定。
6.擁有配電網資產的售電公司，參照電網企業，承擔供電營業區范圍內的收費、結算等業務。
三、執行對象
（一）電力用戶
    1.單個電力用戶
供電電壓等級35kV及以上，且2016年用電量（指外購電量，不含自發自用電量）3000萬千瓦時及以上（詳見附表1）。符合準入條件的電力用戶原則上應全部電量參與市場交易。
供電電壓等級35kV及以上，且2016年用電量6000萬千瓦時及以上電力用戶，年度長期協議可以自主選擇發電企業購電，或選擇售電公司代理購電，但只能選擇一種購電方式，月度交易可選擇任何一種購電方式，但每次交易只能選擇一種。2016年用電量在3000萬千瓦時及以上、6000萬千瓦時以下的電力用戶，年度長期協議只能由一家售電公司代理購電，月度交易可選擇不同售電公司代理購電，但每次交易只能選擇一家。
（2）園區用戶
第一批在全區選擇1-2家工業園區作為試點，園區內所有電力用戶自愿以捆綁打包形式參與市場化交易，與售電公司簽訂市場化交易合同，各電力用戶年度長期協議電量不超過其2016年外購電量，增量電量由售電公司代理參與月度交易。
選擇試點園區的原則為：電力用戶供電電壓等級在35kV及以上，對地方經濟貢獻較大，用電成本占生產成本比例相似，電力用戶自愿參與。
同一個試點園區只能由一家售電公司代理購電，同一家售電公司可以代理多個試點園區購電。試點園區用戶的增量電量參與月度交易可選擇不同售電公司代理購電，但每次交易只能選擇一家。
（二）發電企業
并入電網運行的發電企業；符合國家基本建設（技改）審批程序并取得發電業務許可證，單位能耗應優于行業平均水平（詳見附表2）。
（三）售電公司
符合國家發展改革委、國家能源局印發的《售電公司準入與退出管理辦法》，在交易中心完成注冊，獲得交易資格的售電公司，可代理符合準入條件的用戶參與市場化交易。
    （四）電網企業
具有獨立法人資格，獨立財務核算，已取得營業許可證，具備安全穩定的輸配電能力，能獨立承擔民事責任（詳見附表3）。
四、執行時間
2017年1月至12月。
五、執行要求
（一）本方案所指交易電量，為執行大工業電價的電量。
（二）參與市場化交易的電力用戶應具備零點抄表條件，不拖欠電費。
（三）考慮當前的供需關系及鼓勵市場化交易，2017年參與市場化交易的發電企業不剔除容量。
（四）交易中心按照市場化交易三方合同約定的分月計劃，匯總月度市場化交易電量，提交電力調度機構。電力調度機構執行調度任務時，優先安排市場化交易合同電量。
（五）參與市場化交易的發電企業、電力用戶、售電公司需在交易中心完成注冊后，方可參與市場交易。同時，必須服從電網公司統一調度，嚴格執行用電錯避峰指令，共同維護好全區供用電秩序。
（六）鑒于我區水、火電源結構的特殊性，根據本年用電和來水情況，可在第四季度對年初制定的電力直接交易規模進行合理調整。
（七）除電力調度機構安全校核不通過外，發電企業、電力用戶（售電公司）、電網企業達成協議或合同后不得更改電量、電價、退出交易。擅自退出交易的，三年內不得進入電力交易市場。
（八）為確保電力系統安全穩定運行，提高月市場化計劃完成率，對月市場化計劃電量完成率進行考核。由于交易主體自身原因導致月市場化計劃電量完成率低于95%的，差額電量考核責任方。
    （九）允許年度合同約定電量偏差-5%。由于交易主體自身原因，造成實際市場化交易電量低于年度合同約定電量95%的，低于部分視為違約電量。違約責任方按照市場化交易合同約定的賠償標準條款承擔違約責任。    
    （十）為了提高市場電量履約率，保證我區電力市場健康穩定發展，根據市場交易情況，適時出臺履約保證金管理規定。
（十一）交易中心根據本方案要求，制定年度市場化交易相關規則，指導市場主體開展電力交易工作。

2017年廣西電力市場化交易 實施方案（第一批） （送審稿）全文下載