-39-2023年廣西電力市場交易實施方案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，根據《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）、《國家發展改革委關于進一步完善分時電價機制的通知》（發改價格〔2021〕1093號）、《電力中長期交易基本規則》(發改能源規〔2020〕889號）、《廣西電力中長期交易規則》（南方監能市場〔2021〕200號）等相關文件要求，結合廣西電力運行及市場交易實際，制訂本實施方案。市場規模2023年廣西電力市場中長期電能量交易分為發用市場主體之間直接開展的電量交易(簡稱直接交易，下同)和合同電量轉讓交易。直接交易包括用戶直接交易和電網企業代理購電交易。除綠色電力交易以外的直接交易視為常規電能量交易。2023年廣西電力市場交易電量預計850億千瓦時左右。市場主體（一）電力用戶1.暫放開10千伏及以上工商業電力用戶（兩部制用電）、已準入的現代服務業集聚區生產性服務業用戶參與直接交易。2.參加市場化交易（含批發、零售交易）的電力用戶全部電量需通過批發或者零售交易購買，且不得同時參加批發交易和零售交易。其中年度用電量500萬千瓦時以下的電力用戶僅可通過售電公司代理參與零售交易，年度用電量取2021年11月1日至2022年10月31日實際外購電量。執行留成電等特殊電價、參與跨區跨省交易的電力用戶，特殊電價電量、跨區跨省交易結算外的剩余用電量須通過區內市場化交易方式采購。（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）及廣西電力市場主體準入注冊管理辦法等有關規定執行。（三）發電企業1.廣西電網地市級及以上電力調度機構調管的燃煤（含興義電廠#2機組，下同）、燃氣、核電發電企業，集中式風電、光伏發電企業；豐水期期間視情況放開水電發電企業參與市場化交易；適時放開地方電網、增量配電網內的發電企業按國家有關規定和市場交易規則參與市場化交易；自備機組公平承擔社會責任，符合相關條件后可參與市場化交易；分布式電源按有關規定參與市場化交易。2.燃煤、核電發電企業全電量進入市場。燃氣發電企業自愿選擇進入市場，符合條件的仍可根據政府文件享受補貼。風電、光伏超過等效上網電量的電量參與市場化交易，風電、光伏發電企業月度（周）等效上網電量=min[該風電、光伏發電企業當月（周）上網電量，該風電、光伏發電企業當月（周）上網電量×風電、光伏發電企業等效利用小時數/該風電、光伏發電企業近三年平均利用小時數]，該風電、光伏發電企業當月（周）上網電量=∑該風電、光伏發電企業第i日上網電量電量，i為標的月（周）天數。風電發電企業等效利用小時數=800小時，光伏發電企業等效利用小時數=500小時。各風電發電企業近三年（2019-2021年）平均利用小時數由廣西電網電力調度控制中心（以下簡稱“廣西中調”）提供，詳見附錄1，未在附錄1明確的，參照近三年廣西中調調管風電發電企業平均利用小時數2325.7小時執行。各光伏發電企業近三年（2019-2021年）平均利用小時數統一按1118小時執行，詳見附錄2。納入國家可再生能源發電補助項目清單范圍的風電、光伏發電項目參與市場化交易的，相關電量補貼資金按照國家有關規定執行。后續將根據國家和自治區工作要求、優發電源界定、電網代理購電規模等情況適時調整電源入市要求。（四）新興市場主體負荷聚合商、儲能企業（包括新型儲能、抽水蓄能電站，下同）等按有關規定參與交易。列入自治區儲能發展規劃或儲能示范項目的儲能企業，依法取得項目核準或者備案文件，簽訂并網調度協議和購售電合同后，可在交易中心辦理注冊手續，以發電企業、電力用戶兩種身份開通相應操作賬戶。儲能企業以發電企業身份參與交易時，應承擔發電企業權利和義務，暫只允許參與月度、周市場電量直接交易；儲能企業以電力用戶身份參與交易時，應承擔電力用戶權利和義務，可選擇由售電公司代理參與零售交易，也可選擇直接參與批發交易。其他要求按《國家發展改革委辦公廳國家能源局綜合司關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》（發改辦運行〔2022〕475號）執行。市場交易價格（一）發電企業交易價格1.發電企業采用“基準價+上下浮動”的市場化上網電價機制。2.所有發電企業以廣西內陸燃煤發電企業核定上網電價（422.7元/兆瓦時）上浮20%作為交易上限價格（507.24元/兆瓦時，以下簡稱上限電價），交易價格在上限電價基礎上向下浮動，交易下限價格為各發電企業核定的上網電價下浮20%，具體浮動幅度由市場交易形成。各發電企業核定的上網電價詳見附錄3。（二）電力用戶市場購電價格1.直接交易用戶用電價格由電能量交易價格、輔助服務費用、輸配電價、政府性基金及附加、市場損益分攤或分享、峰谷浮動價格等組成。2.電網代理購電用戶。電力用戶代理購電價格由電網企業根據相關政策文件形成，電網企業通過市場化方式采購的電量價格按照標的月批發交易用戶市場交易計劃加權平均價格確定。對于已參與市場交易、無正當理由改為電網企業代理購電的用戶，擁有燃煤發電自備電廠、由電網企業代理購電的用戶，以及未參與市場交易由電網企業代理購電的高耗能企業，用電價格為電網企業代理購電價格的1.5倍加上輸配電價、政府性基金及附加等。原則上符合交易條件的電力用戶應參與市場化交易，應于2023年3月1日前辦理市場注冊手續，通過參與市場交易直接購電。未辦理市場注冊手續、仍由電網企業代理購電的，2023年3月1日起，其工商業用電價格由電網企業代理購電價格的1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加等組成；已辦理市場注冊手續的視同已參與交易用戶，按市場規則執行。對于2023年3月1日后接火送電的10千伏及以上兩部制工商業電力用戶，應自接火送電之日起的3個月內（含接火送電當月）辦理市場注冊手續。自接火送電之日后的第四個自然月起，未辦理市場注冊手續、仍由電網企業代理購電的，其工商業用電價格由電網企業代理購電價格的1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加等組成；已辦理市場注冊手續的視同已參與交易用戶，按市場規則執行。具體接火送電時間以相關供電企業確認為準。3.高耗能企業交易價格按市場交易價格機制執行，但結算價格在前述價格機制上加收政策性附加價格，不受上浮20%限制。高耗能企業的結算價格在現價格機制上加收政策性附加價格Pt，Pt=標的月批發交易用戶市場交易計劃加權平均價格×kg，kg、高耗能企業名單由自治區政府相關主管部門另行確定。4.市場損益分攤或分享、峰谷浮動價格、高耗能企業政策性附加價格等均在終端電力用戶執行，售電公司不參與分攤或分享。儲能企業不參與市場損益分攤或分享。5.批發交易用戶月度市場交易計劃加權平均價格不含綠色電力交易環境溢價（綠證價格）及合同電量轉讓交易價格。（三）煤電價格浮動機制鼓勵各市場主體簽訂年度中長期交易合同時，須充分考慮電力供需平衡、燃料價格等因素，按照平等協商、利益共享、風險共擔的原則，約定煤電價格浮動機制。采取煤電價格浮動機制后的交易價格應始終保持在上、下限范圍內。市場交易安排（一）交易安排2023年廣西電力市場化交易主要按年度、月度和月內組織。其中，年度主要開展年度市場電量交易、年度電網企業代理購電交易；月度主要開展月度市場電量直接交易、月度市場合同電量轉讓交易、月度電網企業代理購電交易、月度代購合同電量轉讓交易；月內主要開展周市場電量直接交易；根據國家及廣西有關規定開展綠色電力交易、綠證交易和需求側響應交易，適時開展現貨電能量交易。發電側凈合同電量上限調整系數、各發電類型交易單元市場化交易空間系數等相關交易參數詳見附錄4。（二）交易要求1.2023年發電企業、電力用戶、售電公司、儲能企業等以交易單元開展市場化交易，交易電量須分解至小時。中長期電能量交易分時曲線在現貨環境下應用，結算參考點按現貨交易方案執行。2.作為參加交易并成交的必要條件，售電公司的履約保函有效期應覆蓋交易標的（含批發、零售交易）的執行周期加2個自然月，且期間履約保函充足率均應不小于100%。其中，零售交易標的的執行周期以線上簽訂零售合同的履行期限為準。3.年分月、月分日典型曲線包括統調負荷曲線（附錄5）、大工業用戶負荷曲線（附錄6）；日分時典型曲線包括統調負荷曲線、大工業用戶負荷曲線、日分時電量比例D1、日分時電量比例D2。采用雙邊協商、掛牌交易方式的，可采用自定義分解曲線或典型曲線；采用集中競價、滾動撮合交易方式的，年分月、月分日典型曲線采用大工業用戶負荷曲線，日分時典型曲線比例采用日分時電量比例D1或D2。4.電力用戶根據所屬交易單元按年度選擇參加批發交易或零售交易，新注冊電力用戶須在注冊過程中完成選擇，存量用戶在年度市場電量交易前規定時間內完成選擇，逾期未完成選擇的視為零售用戶。售電公司與電力用戶所屬交易單元按自然月開展零售代理關系的建立、變更或解除，可以建立多年零售代理關系。零售代理關系建立、變更或解除的時間周期為次月及后續月份。年度市場電量交易過程中不允許變更或解除代理關系。零售合同采用線上電子簽訂方式，在開展零售合同線上電子簽訂前，各零售用戶應完成企業認證及電子簽章申領授權。5.電力用戶交易單元在交易系統完成注冊后，次月電量納入市場交易；戶號或計量點在交易系統發生變更業務的，其當月電量按變更前狀態執行，次月起電量按變更后狀態執行。6.發電合同電量轉讓交易應符合節能減排原則，原則上只允許煤耗高的機組轉讓給煤耗低的機組，燃煤機組可以轉讓給燃氣機組，燃煤、燃氣機組也可以轉讓給核電、風電、光伏機組；核電、風電、光伏機組之間可以相互轉讓。儲能企業暫不參與發電合同電量轉讓交易。各發電企業交易單元合同電量轉讓優先級詳見附錄7。7.2023年各類交易品種的交易組織、交易結算及零售合同線上簽訂等業務統一在廣西電力市場交易系統（以下簡稱“交易系統”）開展。（三）交易品種1.年度市場電量交易采用雙邊協商、掛牌交易方式，標的物為電力用戶2023年外購電量，市場主體可開展多年交易。2023年年度市場電量交易規模為650億千瓦時，設置競爭電量30億千瓦時，即按照680億千瓦時設置各發電交易單元上限，其中，燃煤發電企業440億千瓦時、核電發電企業160億千瓦時、風電發電企業60億千瓦時、光伏發電企業10億千瓦時、燃氣發電企業10億千瓦時，各發電交易單元按所屬發電類型的裝機容量比例設定交易上限，裝機容量以交易系統注冊容量為準。直接參與批發交易的電力用戶（售電公司）年度交易分月電量上限=2021年11月1日至2022年10月31日實際外購電量（代理零售用戶2021年11月1日至2022年10月31日實際外購電量總和）×調整系數y1（詳見附錄8）。電力用戶年度交易電量原則上應高于前一年用電量的70%，售電公司年度交易電量原則上應高于其所有代理用戶前一年用電量的70%。前一年用電量以電力用戶2021年11月1日至2022年10月31日實際外購電量為準。2.電網企業代理購電交易采用掛牌交易方式開展，按年度、月度組織。標的物為電網企業代理工商業用戶年度、次月市場化購電電量。電網企業須在交易系統申報交易需求電量等信息，電網企業根據填報的需求電量進行掛牌，采用一段式申報方式，以報量不報價的方式形成要約，摘牌電量上限按符合交易條件的發電交易單元裝機容量占比分配。當電網企業代理購電交易掛牌成交不足部分由各發電交易單元按剩余可摘牌電量等比例承擔。廣西桂東電力股份有限公司等其他電網企業（以下簡稱“其他電網”）、增量配電網“保量保價”的優先發電電源滿足不了電網代理購電用戶的用電量時，暫由省級電網（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，下同）根據發、用電量預測情況統一開展電網代理購電。3.月度市場電量直接交易采用集中競價交易方式（具備條件后，可采用先開展集中競價交易，后進行滾動撮合交易的方式），按月組織，標的物為電力用戶次月外購電量。其中發電企業作為售電方參與交易，批發交易用戶作為購電方參與交易。4.月度市場合同電量轉讓交易包括發電合同、用電合同電量轉讓交易，采用雙邊協商方式，按月組織，交易價格為代發、代用絕對價格，標的物為當月月度合同電量（不含標的為周的交易）。其中出讓的分月、分日、分時電量不允許超過原合同分解曲線。5.月度代購合同電量轉讓交易僅開展發電合同電量轉讓交易，采用雙邊協商方式，按月組織，交易價格為代發絕對價格，標的物為當月月度代購合同電量（含電網企業年度代理購電交易分月計劃電量）。月度代購合同電量轉讓交易須按原合同分解曲線轉讓。6.周市場電量直接交易采用掛牌交易方式，具備條件后，可采用滾動撮合交易的方式開展。計量條件具備后，每周一次，如遇節假日，根據實際情況進行調整，標的物原則上為次周周一至周日新增用電量，當剩余標的日不足一周時，可與前序周合并開展交易。其中發電企業作為售電方參與交易，批發交易用戶作為購電方參與交易。計量條件具備前，每月開展一次月內交易，于每月下旬組織，標的物為電力用戶當月新增外購電量。7.綠色電力交易綠色電力交易方案按照國家、南方區域規則以及廣西實施方案開展，交易方案另行制定。8.需求側響應交易按照廣西電力市場化需求響應實施方案及相關規定執行。9.現貨電能量交易與區域電力市場配套的現貨電能量交易方案另行制定。交易結算（一）結算原則1.交易結算及市場損益分配按交易單元開展。不滿足按交易單元計量條件的發電企業，可按照總上網電量結合交易單元發電量比例，或以調度自動化系統采集計算的交易單元電量比例擬合分配形成。具體電量數據由電網企業提供。2.開展現貨結算試運行時，按現貨結算實施細則及現貨市場結算試運行方案相關要求進行結算。3.零售結算按照廣西電力市場零售結算管理辦法執行，未建立代理關系的零售用戶按批發交易用戶結算原則開展結算及統計。4.組織開展周交易時，發電企業和批發交易用戶的周交易負偏差電量按周計算，按相應市場主體月度偏差結算價格結算。在月度結算臨時結果發布前，周結算臨時結果暫不出具負偏差電量的結算價格。5.各類型發電企業市場電量按以下方式計算：燃煤、核電、儲能企業發電交易單元月度（周）市場電量=月度（周）上網電量；風電、光伏發電交易單元月度（周）市場電量=月度（周）上網電量-月度（周）等效上網電量；燃氣發電交易單元月度（周）市場電量=min[月度（周）上網電量，月度（周）交易電量]。6.電力用戶用電交易單元月度（周）市場電量=用電交易單元月度（周）用網電量-用電交易單元月度（周）留成電量；儲能企業用電交易單元月度（周）市場電量=用電交易單元月度（周）用網電量。7.滿足交易條件，但未注冊參與市場化交易的風電、光伏等發電企業，不再設置等效利用小時數，當月上網電量認定為自身原因造成的超發電量；對于新投產的風電、光伏等發電企業，自投產月份起三個自然月內（含投產月）應辦理注冊入市手續，注冊后次月上網電量參與市場交易及結算，如未按期完成注冊的，從第四個自然月起，其當月上網電量認定為自身原因造成的超發電量。廣西電網根據發電企業交易價格成本平衡機制、發電企業偏差結算價格機制對超發電量進行結算，并作為電網企業代理工商業用戶購電電量來源。為進一步落實風電、光伏等新能源發電企業“應并盡并”要求，新能源企業可以在交易中心注冊參與電力市場交易，按照規定取得電力業務許可證（發電類），具體按照國家能源局《電力業務許可證監督管理辦法》《關于貫徹落實“放管服”改革精神優化電力業務許可管理有關事項的通知》等文件規定執行。8.在廣西電網第三監管周期輸配電價政策實行前，暫按廣西電網第二監管周期輸配電價執行。其中，參與市場交易的10千伏工商業用戶延續執行平衡價格，具體價格參照《自治區工業和信息化廳關于調整2022年電力市場交易實施方案有關事項的通知》（桂工信運行〔2022〕777號）執行。（二）發電企業偏差結算價格根據發電交易單元產生電量偏差原因不同，將偏差電量分為非自身原因偏差和自身原因偏差。不同原因產生的偏差電量根據偏差率不同，分別設置不同發電偏差結算價格系數N正，t、N負，t，相關參數見附錄9。除本方案已明確的自身原因產生的超發電量外，發電交易單元其余因自身原因產生的偏差電量，由廣西中調會同交易中心按有關操作規范進行認定，結果報政府主管部門和能源監管機構；對難以認定的情形，由廣西中調會同交易中心研究提出處理意見建議，報政府主管部門和能源監管機構審定。未認定原因的電量均視為因非自身原因產生。對于發電企業因惡意申報電量、電價產生的超額偏差收益，原則上需進行回收，具體認定原則及回收機制另行規定。（三）批發交易用戶偏差結算價格批發用戶交易單元偏差電量根據偏差率不同，設置不同用電偏差結算價格系數U正，t、U負，t，相關參數見附錄10。（四）電網企業代理購電交易偏差結算價格1.電網企業代理購電交易偏差結算價格參照批發交易用戶偏差結算價格執行。2.省級電網非市場電源向市場反向供電電量對應的實際購電度電成本由省級電網進行測算，當出現省級電網非市場電源向市場反向供電時，省級電網應于次月25日前向交易中心提供當月省級電網非市場電源反向向市場供電的購電成本。（五）其他電網及增量配電網躉售偏差結算價格其他電網負偏差電量的結算價格參照廣西電網現行平均購電成本（現階段參照廣西電網未代理購電時居民和農業以及未進入市場的工商業電量對應的平均購電價330.9元/兆瓦時）執行；增量配電網負偏差電量的結算價格參照區內風電、光伏核定的上網電價執行，即420.7元/兆瓦時。如有調整按最新標準執行。市場關鍵機制（一）發電企業成本平衡機制為平衡不同類型電源成本差異，建立發電企業成本平衡機制。對于燃煤發電企業、燃氣發電企業、儲能企業的交易價格超出其核定上網電價上浮20%的部分納入成本平衡費用（興義電廠#2機組參與廣西區內市場交易價格超過497.59元/兆瓦時部分進行平衡）。其他類型（包括風電、光伏、核電，下同）發電企業成本平衡費用=其他類型發電企業結算電量×(上限電價-發電企業核定上網電價×KS)，其中，核電KS值暫按1.1執行，享受國家可再生能源補貼的風電、光伏項目KS值按1執行，平價上網風電、光伏項目KS值按1.1執行。其中，對未按時限要求配置儲能設施的市場化并網風電、光伏項目KS值按0.75執行（暫執行至2023年6月30日），完成儲能設施配置后的次月，參照對應的KS值執行。納入國家可再生能源項目補助范圍的風電、光伏發電項目名單、以及是否按時限要求配置儲能等信息由自治區電力主管部門會同電網企業提供至交易中心，風電、光伏發電企業注冊參與市場交易前應明確上述信息。為確保市場平穩有序，可根據各電源成交電量和電價等因素適時調整KS。水電價格系數進入市場后再另行規定。（二）峰谷浮動價格機制按照w1:1:w2（w1暫定為1.5，w2暫定為0.5，w3暫定為0.2，下同），尖峰在峰段電價基礎上上浮w3的峰平谷比價，對電力用戶設置峰谷浮動機制。電力用戶按照實際分時段電量及峰平谷電價開展結算，具體執行范圍參照價格主管部門相關文件要求，如遇調整按新規定執行。交易價格的峰谷浮動以廣西燃煤發電基準價（420.7元/兆瓦時）作為基準，峰段上調價格為燃煤發電企業基準價×（w1-1），即210.35元/兆瓦時，谷段下調價格為燃煤發電企業基準價×（1-w2），即210.35元/兆瓦時，尖峰上調價格=燃煤發電企業基準價×（w1×（1+w3）-1），即336.56元/兆瓦時；電力用戶峰段（尖峰）電量結算價格=交易價格+峰段（尖峰）上調價格；電力用戶谷段電量結算價格=交易價格-谷段下調價格。（三）市場損益分配機制1.市場損益包括市場用戶側電量電費（含電網企業代理購電）與市場發電側電量電費間的差額電費（含省級電網向市場反向供電的對應返還）、發電企業執行成本平衡機制產生的盈余、高耗能用戶的市場政策性附加盈余、10千伏工商業用戶執行平衡價格所需費用等。2.市場損益費用按照“取之于市場，用之于市場”原則結合市場主體經營情況進行分配或分攤。2023年市場盈余資金主要向用戶側傾斜，發電側重點支持燃煤、燃氣發電企業。具體分配系數見附錄11。3.市場損益分配按“月結月清”原則開展，如市場損益分配后發生變化的，差額部分合并至后續月份進行損益分配。其他其他未盡事宜按《廣西電力市場中長期電能量交易實施細則（非現貨環境下）》、《廣西電力批發市場結算實施細則（非現貨環境下）》等執行。各市場主體應依法依規開展2023年電力市場化交易工作，違規行為按照《南方區域電力市場監管實施辦法（試行）》（南方監能市場〔2021〕156號）處理，失信行為納入廣西電力市場主體信用評價。在落實省間扶貧電量協議的基礎上，鼓勵區內發電企業、售電公司（批發交易用戶）根據區內供需情況參與省間市場化交易；積極融入南方區域電力市場，按照區域市場有關方案和規則參與試運行。加強電力市場履約監管，做好履約風險監測預警。交易中心按照本方案要求，及時開展政策宣貫活動，組織我區電力市場交易各項工作，并將相關交易情況匯總反饋自治區工業和信息化廳。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，引導用戶調整用電行為，錯峰用電、削峰填谷，提升系統運行效率。各地市工信部門積極組織轄區內電力用戶、發電企業參與全年電力市場交易，做好宣傳和指導工作。本方案附錄表格中有關參數，可由交易中心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能源監管機構，按程序進行調整。本方案執行過程中，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。附錄1各風電發電單元交易參數信息單位：兆瓦、小時序號交易代碼發電單元名稱單元簡稱是否享受補貼是否應配儲能是否已配儲能裝機容量2019年2020年2021年近三年平均利用小時數1FD111恭城潔源新能源有限公司廣茂風電場否否否480164215032325.72FD112平樂潔源新能源有限公司承源風電場是否否51.20816272325.73FD115國家電投廣西賓陽新能源發電有限責任公司黃興風電場（一期）是否否50.4099226472325.74FD117全州優能風電有限公司六字界風電場是否否49.5844226421222325.75FD118馬山協合風力發電有限公司水錦風電場（一期）是否否40.928983306231428396FD119融安協合風力發電有限公司東起風電場（一期）是否否48.4211256622932325.77FD120三江縣協合風力發電有限公司布央風電場是否否49.1042830242325.78FD121華電福新馬山風力發電有限公司寶山風電場是否否60076221552325.79FD122富川協合風力發電有限公司富川協合風電場是否否96148019852112185910FD123富川協合新造風力發電有限公司協合新造風電場是否否47.55148019852112185911FD124天等天潤風電有限公司佩光風電場是否否501431279523912325.712FD125融安協合白云嶺風力發電有限公司東起風電場（二期）否否否48211256622932325.713FD126國家電投集團廣西梧州新能源有限公司嶺腳風電場否否否500017252325.714FD127華能貴港清潔能源有限責任公司鎮龍山風電場是否否500179034672325.715FD128華能河池清潔能源有限責任公司肯蘭風電場是否否120049325472325.716FD129華能貴港清潔能源有限責任公司平天山風電場是否否60202438122601281217FD130華能南寧清潔能源有限責任公司麒麟風電場是否否70092019242325.718FD131華能富川風力發電有限公司龜石風電場是否否199.5334635272927326719FD132靈川中核新能源有限公司蘭田風電場是否否500028672325.720FD133富川新能風力發電有限公司旭暉風電場（一期）是否否49.5163722311988195221FD134上電平南新能源有限公司安華風電場是否否60.950112323022325.722FD135國投廣西風電有限公司龍門風電場(一期）是否否94210025792301232723FD136國電電力廣西風電開發有限公司羅城分公司高幫山風電場是否否860515762325.724FD137華潤風電（象州）有限公司潤南風電場是否否5003227062325.725FD138防城港新天綠色能源有限公司金谷風電場是否否500526052325.726FD139國家電投集團廣西興安風電有限公司月亮山風電場（一期）是否否49.852083258522082325.727FD140國家電投集團廣西興安風電有限公司坵坪風電場（一期）是否否447.5194122541890202928FD141國家電投集團廣西靈川風電有限公司福家田風電場（靈田項目）是否否603171283024422325.729FD142國家電投集團廣西金紫山風電有限公司馬家風電場是否否80012021382325.730FD143國家電投集團廣西金紫山風電有限公司古田風電場是否否152.40201119072325.731FD144國家電投集團廣西金紫山風電有限公司金紫山風電場是否否99162121691761185032FD145國電優能恭城風電有限公司蜜源風電場是否否93.5245424552039231633FD146廣西新天綠色能源有限公司天武風電場是否否502249302323832325.734FD147三峽新能源平南發電有限公司朝新風電場是否否60089122682325.735FD148馬山協合古零風力發電有限公司水錦風電場（二期）否否否48289833062314283936FD149廣西潤電風能（北流）有限公司隆潤風電場（一期）是否否46.22666307326462325.737FD150三峽新能源天峨發電有限公司交連嶺風電場是否否100043120732325.738FD151廣西大唐桂冠新能源有限公司碗窯風電場（一期）是否否100117624582624208639FD152廣西大唐桂冠新能源有限公司博白分公司鳳屏風電場（一期）是否否50011318202325.740FD153大唐恭城新能源有限公司潔源風電場（一期）是否否49187521041599185941FD154大唐富川新能源有限公司龍頭風電場是否否99110817841442144542FD155大唐桂林新能源有限公司潔源風電場（二期）否否否49.5187521041599185943FD156大唐桂林新能源有限公司南山風電場（一期）是否否49.5168418831650173944FD157靈山縣宇陽風電有限公司宇陽風電場是否否1002542448538302325.745FD158華潤風電（玉林）有限公司祥甜風電場（一期）是否否42015224482325.746FD159廣西華業新能源有限公司馬子嶺風電場（一期）是否否50250728902147251547FD160廣西華業馬子嶺新能源有限公司馬子嶺風電場（二期）否否否50250728902147251548FD161國電優能全州風電有限公司迅風風電場（三期）否否否60269828722307262649FD162國電北投灌陽風電有限公司國電俊風風電場是否否110170112531929162850FD163國家能源集團廣西電力有限公司容縣分公司天堂頂風電場（二期）是否否80359136523260350151FD164柳州融水優能風力發電有限公司梓坪風電場（梓山坪項目）否否否360116722325.752FD165華潤新能源（容縣）風能有限責任公司隆潤風電場（二期）是否否442666307326462325.753FD166廣西國能能源發展有限公司貴港分公司百花山風電場是否否8002327532325.754FD167中廣核鐘山風力發電有限公司東嶺風電場是否否49.62804287424242325.755FD168興業中廣核新能源有限公司是否否48.7219126272164232756FD169中廣核興業風力發電有限公司葵陽風電場（一期）是否否129.8219126272164232757FD170北流大沖山風電有限公司沖山風電場是否否46.2222526532295239158FD171中廣核貴港港南風力發電有限公司木格風電場（一期）是否否809195718862325.759FD172華潤新能源（蒼梧）有限公司潤堡風電場是否否50083322332325.760FD173廣西靈山大懷山新能源有限公司懷山風電場（一期）是否否100661291524882325.761FD174北流望江風電有限公司六林沖風電場（一期）是否否48.4160221621831186562FD175北流遠博風電有限公司六林沖風電場（三期）是否否30.8160221621831186563FD176合浦天源風電有限公司樂樟風電場是否否100032420862325.764FD177永福縣中翔能源有限公司登云山風電場（一期）是否否99.9261230192784280565FD178陸川鳳凰嶺風電有限公司宏景風電場是否否58.3071324952325.766FD179國電優能玉林風電有限公司大容山風電場是否否25.5298335312911314267FD180華能怡海（欽州）新能源有限責任公司牛景嶺風電場否否否20000222325.768FD181中節能風力發電（廣西）有限公司云飛風電場否否否99.960023542325.769FD182中節能欽州風力發電有限公司珠光風電場（一期）是否否500323582325.770FD183大唐全州新能源有限公司黃花嶺風電場是否否501384345728002325.771FD186龍源玉林風力發電有限公司四方嶺風電場是否否96.80256324942325.772FD187廣西龍源風力發電有限公司霞義山風電場（一期）是否否48275130162534276773FD188龍源欽州風力發電有限公司筆架山風電場否否否302722452325.774FD189華電福新柳州新能源有限公司九元山風電場否否否10001122452325.775FD190南寧華電福新風力發電有限公司澤豐風電場否否否59.402222472325.776FD191欽州華電福新風力發電有限公司沃嶺風電場否否否5001826742325.777FD192中廣核新能源樂業有限公司全達風電場否否否1110002325.778FD198國家電投廣西賓陽新能源發電有限責任公司黃興風電場二期否否否50099226472325.779FD200國投廣西風電有限公司龍門風電場(二期）否否否100210025792301232780FD202國電優能全州風電有限公司國電迅風風電場（一期、二期）是否否100269828722307262681FD205中廣核興業風力發電有限公司昌鴻風電場否否否72.60002325.782FD214廣西合山市中電投新能源發電有限責任公司合山洛山風電場否否否48.30002325.783FD215柳州融水優能風力發電有限公司梓坪風電場（摩天嶺項目）否否否440116722325.784FD217融安協合獅子嶺風力發電有限公司獅子嶺風電場否否否47.450002325.785FD218華潤風電（賀州）有限公司鴻潤風電場否否否800002325.786FD221北流望江風電有限公司六林沖風電場（二期）是否否41.8160221621831186587FD222大唐桂林新能源有限公司南山風電場（二期）是否否49168418831650173988FD223富川新能風力發電有限公司旭暉風電場（二期）是否否40163722311988195289FD224廣西大唐桂冠新能源有限公司碗窯風電場（二期）是否否100117624582624208690FD225廣西大唐桂冠新能源有限公司博白分公司鳳屏風電場（二期）是否否42011318202325.791FD226廣西靈山大懷山新能源有限公司懷山風電場（二期）是否否100661291524882325.792FD227廣西龍源風力發電有限公司霞義山風電場（二期）是否否47.5275130162534276793FD228國家電投集團廣西靈川風電有限公司福家田風電場（海洋一期項目）是否否503171283024422325.794FD229華潤風電（玉林）有限公司祥甜風電場（二期）是否否42015224482325.795FD230興業中廣核新能源有限公司葵陽風電場（龍安二期）是否否39.2219126272164232796FD231永福縣中翔能源有限公司登云山風電場（二期）是否否50261230192784280597FD232中廣核貴港港南風力發電有限公司木格風電場（二期）是否否41.69195718862325.798FD233中廣核鐘山風力發電有限公司花山風電場是否否502804287424242325.799FD234中節能欽州風力發電有限公司珠光風電場（二期）否否否800323582325.7100FD235國家電投集團廣西興安風電有限公司頭嶺風電場是否否991941225418902029101FD236國家電投集團廣西興安風電有限公司坵坪風電場（二期）是否否501941225418902029102FD237國家電投集團廣西興安風電有限公司月亮山風電場（二期）是否否49.982083258522082325.7103FD238華潤新能源（容縣）風能有限責任公司楊村風電場（二期）是否否482284268821962389104FD239華潤新能源（容縣）風能有限責任公司楊村風電場（一期）是否否382284268821962389105FD240國家能源集團廣西電力有限公司容縣分公司天堂頂風電場（一期）是否否503591365232603501106FD241田陽深能風力發電有限公司九頭嶺風電場否否否500118122325.7107FD243欽州華電福新風力發電有限公司沃嶺風電場二期否否否10001826742325.7108FD245廣西田林銳航新能源有限公司銳航風電場否否否500002325.7109FD246華潤風電（田東）有限公司潤佳風電場否否否1000002325.7110FD248合浦豐能風力發電有限公司鷹斗嶺風電場否否否10000242325.7111FD249合浦遠陽風力發電有限公司黑石嶺風電場否否否10000992325.7112FD253中節能來賓風力發電有限公司宿鄧風電場否否否500002325.7113FD254廣西武宣粵風新能源有限公司晴嵐風電場否否否500015202325.7114FD259融安協合孟公嶺風力發電有限公司獅子嶺風電場二期工程否否否420002325.7115FD264國投廣西風電有限公司合福風電場否否否500002325.7116FD265融安協合紅紫嶺風力發電有限公司獅子嶺風電場三期工程否否否480002325.7117FD266國能藤縣能源發展有限公司勁風風電場否否否1460002325.7備注：1.風電發電單元投產時間為2019年1月1日后的，以及后續完成準入注冊的，取近三年廣西中調調管風電發電企業平均利用小時數2325.7小時；2.裝機容量以實際注冊容量為準；3.享受補貼政策發生變化后，按最新政策進行市場結算，并根據執行時間按月開展清算。附錄2各光伏發電單元交易參數信息單位：兆瓦、小時序號交易代碼發電單元名稱單元簡稱是否享受補貼是否應配儲能是否已配儲能裝機容量近三年平均利用小時數1FD184廣西象州航桂能源有限公司豐收光伏電站（三期）否否否7011182FD185廣西西江集團投資股份有限公司古頂光伏電站否否否2011183FD193龍州沃合新能源科技有限公司吉龍光伏電站否否否15011184FD194富川新能風力發電有限公司旭暉光伏電站否否否6011185FD195馬山中核新能源有限公司烈陽光伏電站否否否7.811186FD196田林中核新能源有限公司南甲光伏電站否否否8.3811187FD197大唐桂冠合山新能源有限公司柳花嶺光伏電站否否否10311188FD199廣西玉柴農光電力有限公司玉柴光伏電站（平價項目）否否否2011189FD201隆安英利光伏電力開發有限公司英利光伏電站（二期）否否否18.53111810FD203廣西欽州民海新能源科技有限公司民欽光伏電站（發電平價項目）否否否300111811FD204賓陽縣天晴新能源科技有限公司暖陽光伏電站是否否100111812FD206合浦縣信義光能有限公司釣魚臺光伏電站（一期）否否否40111813FD207大唐桂冠隆林新能源有限公司者顯光伏電站否否否60.11111814FD208環江中核新能源有限公司江濱光伏電站（一期）否否否100111815FD209東興市浩陽新能源有限公司驕陽光伏電站否否否150.02111816FD210欽州鑫奧光伏電力有限公司鑫奧光伏電站否否否60111817FD211欽州金安新能源有限公司英學光伏電站否否否100111818FD212貴港市光荷新能源發電有限公司古平光伏電站（二期）是否否20111819FD213欽州鑫金光伏電力有限公司橫山光伏電站（二期）否否否20111820FD216梧州國能水電開發有限公司旺村光伏電站否否否10.1111821FD219廣西玉柴農光電力有限公司玉柴光伏電站（三期）A區是否否40111822FD242廣西光泰新能源開發有限公司振國光伏電站（一期）否否否20111823FD244華電福新環江新能源有限公司華陽光伏電站（一期）否否否150111824FD247廣西玉柴農光電力有限公司玉柴光伏電站（三期）B區是否否40111825FD250龍州縣百熠新能源科技有限公司小灣光伏電站(二期)否否否30111826FD251廣西光泰新能源開發有限公司振國光伏電站（二期）否否否40111827FD252龍灘水電開發有限公司藤縣新能源分公司35kV西江機場光伏電站否否否37.56111828FD255欽州通威惠金新能源有限公司通威光伏電站（四期）否否否60111829FD256國能永福發電有限公司（光伏）永福光伏站否否否45111830FD257華電福新環江新能源有限公司華陽光伏電站（二期）否否否150111831FD258合浦縣信義光能有限公司釣魚臺光伏電站（二期）是否否60111832FD260貴港市綠色方舟新能源有限公司岑西光伏電站（一期）是否否60111833FD261貴港市綠色方舟新能源有限公司岑西光伏電站（二期）是否否20111834FD262廣西田東吉電新能源有限公司吉江光伏發電站否否否100111835FD267中廣核新能源百色有限公司全達光伏電站否否否20111836FD268橫縣江南發電有限公司隆安新能源分公司樓林光伏發電站否否否3.151118備注：1.各光伏發電企業近三年（2019-2021年）平均利用小時數統一按1118小時執行；2.裝機容量以實際注冊容量為準；3.享受補貼政策發生變化后，按最新政策進行市場結算，并根據執行時間按月開展清算。附錄3部分電源核定的上網電價一覽表單位：元/兆瓦時序號電源類型核定上網電價（含稅）交易價格上限交易價格下限備注1內陸燃煤電廠422.7507.24338.162沿海燃煤電廠414.7507.24331.763核電406.3507.24325.044風電、光伏420.7507.24336.56不含補貼電價5燃氣機組420.7507.24336.56不含補貼電價6興義#2機組（燃煤電廠）426.61507.24341.29落地廣西上網電價。送端核定上網電價為354.9元/兆瓦時，跨網電價71.71元/兆瓦時。7儲能企業420.7507.24336.56儲能企業核定上網電價暫參照燃煤電廠基準電價420.7元/兆瓦時執行，后續根據自治區價格主管部門相關文件進行調整。備注：1.發電合同電量轉讓交易價格上下限根據受讓方電源類型參照執行；2.用電合同轉讓交易價格上限暫定為內陸燃煤發電企業核定上網電價（422.7元/兆瓦時）上浮20%，即507.24元/兆瓦時，交易價格下限為核電核定上網電價（406.3元/兆瓦時）下浮20%，即325.04元/兆瓦時。附錄42023年廣西電力市場中長期電能量交易基本參數表序號交易參數名稱參數取值說明1發電側凈合同電量上限調整系數f11.2用于計算發電側月度凈合同電量上限2各發電類型交易單元市場化交易空間系數風電市場化交易空間系數kα=1-風電發電企業等效利用小時數/近三年廣西中調調管風電發電企業平均利用小時數2325.7小時。其他發電類型市場化交易空間系數kα為1。用于計算發電側月度凈合同電量上限3批發交易用戶交易單元年度交易月度凈合同電量上限調整系數y1詳見附錄8用于計算批發交易用戶年度交易分月凈合同電量上限4電力用戶歷史用電量調整系數y20.9用于計算交易系統無歷史用電量數據的電力批發用戶/電力零售用戶歷史同期月份實際用電量5批發交易用戶交易單元月度凈合同電量上限調整系數y31.2用于計算批發交易用戶月度凈合同電量上限6需求申報偏差下限k1%90用于計算批發交易用戶需求電量申報偏差允許范圍，需求申報偏差率=批發交易用戶交易單元月度實際用網電量/批發交易用戶交易單元月度需求電量。7發電側累計合同電量上限調整系數f22用于計算發電側月度累計合同電量上限8用電側累計合同電量上限調整系數y42用于計算用電側月度累計合同電量上限附錄52023年中長期電能量交易統調負荷典型分解曲線比例年分月權重1月2月3月4月5月6月7.95%5.68%7.53%7.53%8.89%9.03%7月8月9月10月11月12月10.05%9.42%8.82%8.00%8.05%9.05%月分日權重日期類型工作日周六周日法定節假日調休節假日日權重10.970.970.840.90日分時權重時點工作日周六周日法定節假日調休節假日0:000.03720.03800.03830.04030.03831:000.03520.03580.03610.03730.03592:000.03370.03430.03460.03530.03413:000.03280.03330.03360.03400.03304:000.03220.03270.03290.03330.03255:000.03270.03290.03320.03340.03276:000.03510.03470.03480.03510.03467:000.03790.03730.03730.03770.03728:000.04160.04100.04060.04050.04089:000.04440.04370.04330.04240.043310:000.04560.04500.04460.04320.044511:000.04580.04540.04510.04340.044812:000.04330.04310.04300.04220.042813:000.04320.04330.04310.04190.042514:000.04380.04410.04400.04200.043015:000.04450.04450.04450.04260.043516:000.04550.04550.04570.04410.044617:000.04760.04770.04760.04660.047218:000.04780.04790.04780.04770.048319:000.04840.04820.04830.04920.049720:000.04850.04820.04840.04950.049721:000.04740.04710.04740.04870.048722:000.04480.04490.04480.04650.046123:000.04100.04140.04100.04310.0422備注：1.上述年分月、月分日、日分時曲線根據2019年至2021年統調平均負荷歷史曲線確定；2.法定節假日為：元旦當天（1月1日）、春節3天（農歷正月初一、初二、初三）。清明節當天（農歷清明當日），勞動節當天（5月1日），端午節當天（農歷端午當日），中秋節當天（農歷中秋當日），國慶節3天（10月1日至3日），共計11天。具體日期安排以政府正式發布的2023年度節假日安排為準；3.調休節假日為：全年節假日對應的假期安排中，除法定節假日外的部分，具體日期安排以政府正式發布的2023年度節假日安排為準。附錄62023年中長期電能量交易大工業用戶典型分解曲線比例年分月權重1月2月3月4月5月6月8.64%5.71%9.02%8.57%9.26%9.20%7月8月9月10月11月12月9.20%8.30%7.41%8.07%8.38%8.24%月分日權重日期類型工作日周六周日法定節假日調休節假日日權重10.990.980.921日分時權重時點工作日周六周日法定節假日調休節假日0:000.04190.04130.04080.04270.03811:000.04190.04120.04070.04200.03942:000.04260.04200.04160.04330.04113:000.04310.04180.04150.04320.04184:000.04230.04130.04210.04150.03905:000.04230.04270.04220.04010.03966:000.04260.04210.04250.03990.03927:000.04240.04130.04230.03850.04058:000.04180.04200.04240.04190.04029:000.04430.04370.04300.04220.041510:000.04430.04370.04230.04510.042311:000.04510.04470.04340.04450.041912:000.04360.04460.04300.04550.042913:000.04350.04590.04290.04640.043814:000.04430.04630.04400.04560.044615:000.04450.04450.04410.04620.045416:000.04120.04110.04110.04240.045417:000.03860.03820.03950.03870.040818:000.03720.03790.03960.03640.039919:000.03700.03660.03910.03730.042020:000.03760.03830.03980.03830.041121:000.03780.03790.04000.03830.041022:000.03940.03970.04020.03960.044123:000.04070.04120.04190.04040.0444備注：1.2.法定節假日為：元旦當天（1月1日）、春節3天（農歷正月初一、初二、初三）。清明節當天（農歷清明當日），