12月22日，广西壮族自治区能源局关于2026年广西电力市场化交易工作有关事项的通知。
通知提到，新能源发电企业纳入省级电网(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)平衡的新能源发电项目(包括陆上集中式光伏发电和集中式风电、海上风电项目，以及分布式光伏发电和分散式风电项目，下同)全电量参与市场化交易。分布式光伏发电和分散式风电项目完成市场注册，由虚拟电厂运营商聚合后可直接参与市场化交易。
绿色电力交易采用双边协商、挂牌交易方式开展，按年度、月度(多月)、月内组织，鼓励签订多年绿色电力中长期合同。标的物为发电交易单元、批发交易用户次年、次月(多月)、月内市场化外购绿色电力电量。其中年度、月度绿色电力交易采用双边协商交易方式组织，月内绿色电力交易采用挂牌交易方式组织。
详情见下：
广西壮族自治区能源局关于2026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，广西电网电力调度控制中心，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，结合广西电力运行及市场交易实际，经商国家能源局南方监管局，现就2026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
(一)电力用户
10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易(直接向发电企业或售电公司购电，下同)，暂无法直接参与市场交易的，可由电网企业代理购电。参加市场化交易(含批发、零售交易)的电力用户全部具备分时计量条件的10千伏及以上工商业电量需通过批发或零售交易购买，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
1.燃煤发电企业
广西电网地市级及以上电力调度机构调管的燃煤发电机组(含背压式热电联产机组、兴义电厂2号机组，下同)全电量参与市场化交易。其中，背压式热电联产机组完成市场注册后在年度交易前可自愿选择直接参与或是作为价格接受者参与市场交易。选择直接参与方式的全部上网电量按市场规则结算;选择作为价格接受者参与的，其全部上网电量按照广西当月区内燃煤发电机组电能量三部制加权平均结算价格结算(不含各类市场损益、中长期阻塞费用以及现货不平衡资金)。
2.核电发电企业
防城港红沙核电1、2、3、4号机组全电量进入市场。
3.新能源发电企业
纳入省级电网(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)平衡的新能源发电项目(包括陆上集中式光伏发电和集中式风电、海上风电项目，以及分布式光伏发电和分散式风电项目，下同)全电量参与市场化交易。分布式光伏发电和分散式风电项目完成市场注册，由虚拟电厂运营商聚合后可直接参与市场化交易。
4.燃气发电企业
燃气发电企业按年度自愿选择进入市场，其中，选择不参与电力市场交易的，应于2026年年度市场电量直接交易开始前向广西电力交易中心(以下简称交易中心)进行书面报备;未书面报备的视为选择参与电力市场交易，全电量按市场规则结算，年内不得退市。
(四)新型经营主体
独立储能企业按规定办理注册手续后，按照单一独立主体身份参与市场，以参与月度、月内、现货市场等短周期市场交易为主，暂不参与各类年度交易以及合同电量转让交易。鼓励虚拟电厂聚合可调节负荷、分布式电源、用户侧储能等资源，按发电交易单元、负荷交易单元积极参与电能量、需求响应、辅助服务等市场。抽水蓄能参照独立储能企业执行。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、市场交易品种
(一)年度市场电量直接交易
采用双边协商、挂牌交易方式，标的物为发电交易单元(包括发电类虚拟电厂等)、批发交易用户(包括售电公司、选择批发用户身份参与交易的电力用户、负荷类虚拟电厂等)2026年市场化上网电量、外购电量(不含留存电量，下同)，各时段交易电量、交易价格应分别明确。鼓励签订多年电力中长期合同。
核电年度市场电量直接交易仅采用挂牌交易方式，不参加“双挂双摘”方式组织的交易。具体执行要求另行规定。
(二)月度(多月)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(多月)组织，标的物为发电交易单元(包括发电类虚拟电厂、独立储能放电量等)、批发交易用户(包括售电公司、选择批发用户身份参与交易的电力用户、负荷类虚拟电厂、独立储能充电量等)次月至年底市场化上网电量、外购电量，其他各类按照月度(多月)时序组织的交易品种，交易标的保持一致。
(三)月内市场电量直接交易
采用滚动撮合交易方式，标的物为发电交易单元(包括发电类虚拟电厂、独立储能放电量等)、批发交易用户(包括售电公司、选择批发用户身份参与交易的电力用户、负荷类虚拟电厂、独立储能充电量等)未来2-3日市场化上网电量、外购电量，标的物不跨月，其他各类按照月内时序组织的交易品种，交易标的维持一致。
(四)电网企业代理购电交易
省级电网合理预测全区代理购电用户电量规模，作为购电方参与交易，以报量不报价的方式形成邀约，发电交易单元作为售电方参与交易，按年度、月度、月内组织，标的物为省级电网、发电交易单元次年、次月、当月月内市场化采购电量、上网电量。省级电网应在交易开始前向市场公布挂牌电量，电量应分解至各时段形成分时电量曲线，交易开始后各发电交易单元按时段自行申报摘牌电量，各时段市场累计申报摘牌电量小于或等于相应时段挂牌电量时，按各发电交易单元申报摘牌电量成交，各时段累计申报摘牌电量大于相应时段挂牌电量时，按照各发电交易单元申报摘牌电量比例成交。核电不参加年度电网企业代理购电交易。
年度交易各时段交易价格按照年度市场电量直接交易(不含年度绿色电力交易)相应时段平均成交价格执行。月度、月内交易各时段交易价格按照当月月度集中竞价交易相应时段平均成交结果执行。若当月月度集中竞价交易某时段未成交，则电网企业代理购电交易当月月度、月内该时段交易电量上限为零。
(五)绿色电力交易
采用双边协商、挂牌交易方式开展，按年度、月度(多月)、月内组织，鼓励签订多年绿色电力中长期合同。标的物为发电交易单元、批发交易用户次年、次月(多月)、月内市场化外购绿色电力电量。其中年度、月度绿色电力交易采用双边协商交易方式组织，月内绿色电力交易采用挂牌交易方式组织。
(六)合同电量转让交易
包括发电合同、用电合同、电网企业代理购电合同电量转让交易，参与方为发电企业、批发交易用户。发电合同、电网企业代理购电合同电量转让交易采用双边协商交易方式，用电合同电量转让交易采用滚动撮合交易方式，按月度、月内组织，标的物为次月、当月月内未履约的年度市场电量直接交易合同电量、年度电网企业代理购电合同电量。年度市场电量直接交易合同电量、年度电网企业代理购电合同电量除开展合同电量转让交易外，不再开展其他形式的转让交易。交易价格为代发、代用价格，其中出让的分月、分日、分时电量不应超过原合同分解电量。核电仅参与月度合同电量转让交易，仅能与同类型机组开展合同电量转让，即防城港红沙核电仅1、2号机组之间可开展合同电量转让交易，3、4号机组之间可开展合同电量转让交易。
年度绿色电力交易合同在各方协商一致后，可按月度开展绿色电力合同转让交易，采用双边协商交易方式。在原合同价格不变的基础上，可将未履行的合同全部或部分通过合同转让交易转让给第三方，其绿色电力权属关系及绿电环境价值偏差补偿等权责一并转让，其他具体交易要求参照合同电量转让交易执行。
(七)跨省跨区(含跨经营区)交易
1.在维持区内电力供需稳定的前提下，鼓励各经营主体依据国家、南方区域有关规定参与“点对点”、“点对网”跨省跨区(含跨经营区)市场化交易。
2.采用“网对网”交易方式组织跨省跨区(含跨经营区)交易后，原则上应采用集中竞价方式将“网对网”交易电量分解到区内发电企业。实际成交价格与送出价格间的差额费用由成交发电交易单元以及全体市场用户(含电网代理购电电量、储能企业充电电量，下同)按当月市场电量比例分享。
(八)其他交易
现货电能量交易、需求响应交易等其他交易品种按照相关规定执行。
三、交易要求
(一)市场交易价格机制
1.燃煤煤发电企业采用“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、自治区关于燃煤发电上网电价市场化改革最新要求执行。
各发电交易单元、批发交易用户年度、月度、月内各时段价格申报上下限参照现货市场交易申报价格上下限执行。其中，燃煤发电交易单元年度市场电量直接交易所有时段交易加权平均价格申报上下限参照“基准价+上下浮动”范围执行(即申报价格上限504.84元/兆瓦时，申报价格下限336.56元/兆瓦时，下同)。
2.核电年度市场电量直接交易挂牌成交价格为年度市场电量直接交易均价(不含年度绿电)。
3.高耗能企业交易价格按国家、自治区有关规定执行。
(二)中长期合同签约要求
1.各经营主体应确保中长期合同高比例签约，燃煤、核电、燃气发电交易单元年度电力中长期合同总签约电量(含年度市场电量直接交易、年度电网企业代理购电交易)应不低于2026年纳入广西区内消纳的上网电量60%，并通过后续合同签订，保障月度及以上电力中长期合同签约电量比例不低于预计市场化上网电量的80%。
批发交易用户、电网企业代理购电电量每月月度及以上电力中长期合同签约电量比例不低于预计用电量的80%。年度电力中长期合同电量签约比例应不低于2026年实际用电量的50%。
电网企业按照广西新能源上网电价市场化改革实施方案的要求，代表全体工商业用户与新能源项目签订机制电量中长期合约。新能源机制电量占全体工商业用户电量的比例，纳入用户侧月度电力中长期合同签约电量比例统计。
2.对燃煤(不含选择作为价格接受者参与市场交易的背压式热电联产机组)、核电、燃气发电交易单元和批发交易用户年度电力中长期合同分月电量与实际月度上网(用电)电量比例未达到年度电力中长期合同电量签约比例要求的偏差电量开展考核;对电网企业代理购电(不含电网企业反向投放电量)年度电力中长期合同分月挂牌电量未达到签约比例要求80%的偏差电量开展考核。
年度电力中长期合同偏差考核价格按照燃煤年度市场电量直接交易申报价格下限的1.05倍与当月发电侧实时市场加权平均价格之差执行。差值为正时，批发交易用户、电网企业代理购电按差值执行偏差考核机制;差值为负时，燃煤、核电、燃气发电交易单元按差值绝对值执行偏差考核机制。
偏差考核费用按月清算，批发交易用户、电网企业代理购电偏差电量考核费用由燃煤、核电、燃气机组按月度上网电量比例分享，燃煤、核电、燃气机组偏差电量考核费用由批发交易用户、电网企业代理购电按月度实际市场电量比例分享。燃煤、核电、燃气发电企业因设置系统原因必开机组时段，该时段实际上网电量超出年度电力中长期合同分月电量的部分不计入考核，具体时段由广西电网电力调度控制中心(以下简称广西中调)认定，并在交易结算前向交易中心提供。
3.各发电交易单元交易电量上限不允许超过其可用发电能力(虚拟电厂为其聚合分布式新能源的可用发电能力总和，下同)。各经营主体年度市场电量直接交易、年度绿色电力交易、年度电网企业代理购电交易共用可交易电量上限。各发电企业不得违背发电物理特性，在不具备发电能力时段参与市场交易申报。
各发电企业交易单元年度可用发电能力按相应机组对应调度厂(场)站2024—2025年平均发电利用小时数的70%折算，月度可用发电能力按相应机组对应调度厂(场)站2024—2025年同期平均发电利用小时数折算，投产不满两年的(新能源发电交易单元为2024年1月1日及以后首次并网的项目)按照同电源类型机组的平均值折算(兴义电厂#2机及背压式热电联产机组、分布式光伏、分散式风电项目不参与统计)。燃煤机组2024—2025年年度、月度平均发电利用小时数分别低于1500小时、125小时的按1500小时、125小时执行。分布式新能源项目按照集中式同类型平均发电利用小时数执行。集中式新能源、虚拟电厂发电交易单元年度、月度电量交易上限在其年度、月度可用发电能力的基础上剔除机制电量执行。
4.年度市场电量交易开始前，若增量新能源项目机制电价竞价结果未发布，增量新能源项目年度电力中长期合同分月电量不应超过其月度实际上网电量的70%剔除当月机制电量后的剩余电量，超出部分按照该新能源发电交易单元当月年度交易分月合同平均价格与其所在节点当月现货实时平均价格之差进行超额回收(差价为负数时取0)，产生的差额费用由全体市场用户按当月用电量比例分享。
5.各类中长期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，月度、月内集中交易标的原则上按照分时集合“能量块”的方式组织，各时段成交电量按平均分配原则执行。
6.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交易中心结合市场运行及节假日等情况安排。
7.对于已签订多年零售合同的电力用户，鼓励其与售电公司依据最新印发的零售市场管理办法、零售套餐模式等要求协商重新签订零售合同，如无法协商一致的，继续按照已备案的多年零售合同开展结算。完成市场注册但未与售电公司签订零售合同的零售用户，纳入保底售电按照相关规则执行。
8.地方电网、增量配电网内的发电企业(含自备电厂)满足相关交易条件后可参与广西电力市场化交易。
(三)计划与市场电源衔接要求
1.现阶段暂未直接参与市场交易，但纳入反向投放的非市场电源优先作为居民、农业以及电网企业代理工商业用户购电电量来源，执行政府核定上网电价。超出电量由电网企业以挂牌交易方式反向投放市场，批发交易用户在交易电量上限范围内自行确定摘牌电量，挂牌价格、交易方式等参照电网企业代理购电交易执行，未摘牌的反向投放电量按相关市场规则结算。
2.纳入市场范围且满足交易条件的发电企业应及时办理市场注册手续，未完成市场注册的发电企业由电网企业按照相关规则结算。
四、工作要求
(一)各设区市、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。
(二)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)要求，遵守电力市场交易规则，规范交易行为。鼓励各经营主体相互监督举报，如存在签订批零场外阴阳合同、使用未经授权的第三方外挂软件等扰乱电力市场秩序的行为，一经查实，国家能源局南方监管局、自治区政府主管部门将依据《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查处，纳入失信联合惩戒对象。
(三)市场运营机构要按照本通知要求，及时开展政策宣贯活动，组织我区电力市场交易各项工作。要建立健全市场监测及风险防控工作机制，常态化做好市场运行监控，加强市场运营分析，并将相关交易情况及时向国家能源局南方监管局和自治区政府主管部门报告。
(四)电网企业需做好参与交易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，引导用户合理调整用电行为，错峰用电、削峰填谷，提升系统运行效率。各电力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。
(五)广西电网公司应承接落实国家关于保障优先发电的有关要求，做好云电、西电等政府间协议计划执行，按月将优先发电计划执行情况报告自治区政府主管部门。
(六)纳入国家可再生能源发电补贴项目清单范围的风电、光伏发电项目以及燃气发电企业参与市场化交易的，相关电量补贴资金按照有关规定执行。
(七)本通知中有关市场机制及关键参数等内容，可由市场运营机构根据市场运行情况提出调整建议，报自治区政府主管部门和南方能源监管局批复同意后，按程序进行调整。
(八)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
2025年12月19日
