12月13日，廣西壯族自治區(qū)工業(yè)和信息化廳 廣西壯族自治區(qū)發(fā)展和改革委員會 國家能源局南方監(jiān)管局關(guān)于印發(fā)2023年廣西電力市場交易實施方案的通知。
通知指出市場主體包括：
（一）電力用戶
1.暫放開 10 千伏及以上工商業(yè)電力用戶（兩部制用電）、 已準入的現(xiàn)代服務(wù)業(yè)集聚區(qū)生產(chǎn)性服務(wù)業(yè)用戶參與直接交易。
2.參加市場化交易（含批發(fā)、零售交易）的電力用戶全部 電量需通過批發(fā)或者零售交易購買，且不得同時參加批發(fā)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(fā)改體改規(guī)〔2021〕 1595 號）及廣西電力市場主體準入注冊管理辦法等有關(guān)規(guī)定執(zhí) 行。
（三）發(fā)電企業(yè)
1.廣西電網(wǎng)地市級及以上電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)管的燃煤（含興 義電廠#2 機組，下同）、燃氣、核電發(fā)電企業(yè)，集中式風電、 光伏發(fā)電企業(yè)。
2.燃煤、核電發(fā)電企業(yè)全電量進入市場。
（四）新興市場主體 負荷聚合商、儲能企業(yè)（包括新型儲能、抽水蓄能電站， 下同）等按有關(guān)規(guī)定參與交易。
關(guān)于光伏進入電力市場交易實施政策信息主要有：
風電、光伏超過等效上網(wǎng)電量的電量參與市場化交易，暫定風電發(fā)電企業(yè)等效利用小時數(shù)=800小時，光伏發(fā)電企業(yè)等效利用小時數(shù)=500小時。享受補貼的風電、光伏發(fā)電項目參與市場化交易的電量仍繼續(xù)享受補貼。
滿足交易條件，但未注冊參與市場化交易的風電、光伏等發(fā)電企業(yè)，不再設(shè)置等效利用小時數(shù)，當月上網(wǎng)電量認定為自身原因造成的超發(fā)電量；新投產(chǎn)的，給予三個月過渡期，從第四個自然月起，其當月上網(wǎng)電量認定為自身原因造成的超發(fā)電量。廣西電網(wǎng)根據(jù)發(fā)電企業(yè)交易價格成本平衡機制、發(fā)電企業(yè)偏差結(jié)算價格機制對超發(fā)電量進行結(jié)算，并作為電網(wǎng)企業(yè)代理工商業(yè)用戶購電電量來源。
并網(wǎng)發(fā)電的風電、光伏發(fā)電企業(yè)在交易中心辦理注冊時可暫不提供電力業(yè)務(wù)許可證，按實際并網(wǎng)容量注冊并參與市場交易。若未能按規(guī)定時限要求取得電力業(yè)務(wù)許可證，被要求停止上網(wǎng)發(fā)電的，暫停后續(xù)交易資格。暫停期間，已成交電量可出讓或繼續(xù)執(zhí)行。
按照廣西峰谷分時電價政策峰谷3:1的比例，峰段在平段的基礎(chǔ)上上浮50%，尖峰在峰段的基礎(chǔ)再上浮20%，谷段子平段的基礎(chǔ)上下浮50%。具體執(zhí)行范圍參照價格主管部門相關(guān)文件要求，如遇調(diào)整按新規(guī)定執(zhí)行。
交易價格的峰谷浮動以廣西燃煤發(fā)電基準價（420.7元/兆瓦時）作為基準，峰段上調(diào)價格為燃煤發(fā)電企業(yè)基準價×（1.5-1），即210.35元/兆瓦時，谷段下調(diào)價格為燃煤發(fā)電企業(yè)基準價×（1-0.5），即210.35元/兆瓦時，尖峰上調(diào)價格=燃煤發(fā)電企業(yè)基準價×（1.5×（1+0.2）-1），即336.56元/兆瓦時；電力用戶峰段（尖峰）電量結(jié)算價格=交易價格+峰段（尖峰）上調(diào)價格；電力用戶谷段電量結(jié)算價格=交易價格-谷段下調(diào)價格。
原文如下：
廣西壯族自治區(qū)工業(yè)和信息化廳 廣西壯族自治區(qū)發(fā)展和改革委員會 國家能源局南方監(jiān)管局關(guān)于印發(fā)2023年廣西電力市場交易實施方案的通知
2023年廣西電力市場交易方案的政策解讀
近日，自治區(qū)工業(yè)和信息化廳聯(lián)合自治區(qū)發(fā)展改革委、國家能源局南方監(jiān)管局印發(fā)了《2023年廣西電力交易實施方案》（以下簡稱《實施方案》），為了更好理解和貫徹實施，現(xiàn)將《實施方案》解讀如下：
一、出臺的背景和過程
為深入貫徹落實《中共中央國務(wù)院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）文件精神，按照《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于積極推進電力市場化交易進一步完善交易機制的通知》（發(fā)改運行〔2018〕1027號）、《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）、《國家發(fā)展改革委關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1093號）、《電力中長期交易基本規(guī)則》(發(fā)改能源規(guī)〔2020〕889號）等有關(guān)要求，制定本《實施方案》。2022年10月開始，自治區(qū)工業(yè)和信息化廳會同自治區(qū)發(fā)展改革委、國家能源局南方監(jiān)管局組織啟動《實施方案》起草工作。起草過程中，自治區(qū)工業(yè)和信息化廳深入開展調(diào)研，多次召開專題座談會，結(jié)合廣西電力行業(yè)實際情況，征求了相關(guān)部門、各有關(guān)市場主體的意見，進行多次修改完善后，由自治區(qū)工業(yè)和信息化廳、自治區(qū)發(fā)展改革委、國家能源局南方監(jiān)管局聯(lián)合印發(fā)?！秾嵤┓桨浮吠ㄟ^構(gòu)建主體多元、競爭有序的售電市場，完善市場價格形成機制，真正發(fā)揮市場在電力資源配置中的決定性作用，加快推進電力市場化改革，確保發(fā)用電計劃放開過程中電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行和電力用戶的穩(wěn)定供應(yīng)。
二、《實施方案》的主要內(nèi)容
《實施方案》由七個部分構(gòu)成，分別是市場規(guī)模、市場主體、市場交易價格、交易安排、交易結(jié)算、市場關(guān)鍵機制和其他，主要內(nèi)容如下：
（一）市場規(guī)模
2022年廣西市場化交易電量預(yù)計完成830億千瓦時，根據(jù)市場用戶電量增長測算，2023年預(yù)計850億千瓦時左右。2023年廣西電力市場中長期電能量交易分為發(fā)用市場主體之間直接開展的電量交易和合同電量轉(zhuǎn)讓交易。直接交易包括用戶直接交易和電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易。
（二）市場主體
1.電力用戶
因與電力現(xiàn)貨市場銜接，市場合同需簽分時曲線，考慮表計更換情況，2022年暫放開10千伏及以上工商業(yè)電力用戶（兩部制用電）以及已準入的集聚區(qū)用戶。用戶參與交易全部電量需通過批發(fā)或者零售交易購買，不得同時參加?？紤]用電體量較小的用戶對市場規(guī)則了解程度不夠，無專職人員等因素，對年度用電量500萬千瓦時以下的用戶要求通過售電公司來代理參與交易。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。部分企業(yè)外購電中要存在留成電，或者跨區(qū)跨省市場開展后參與外省區(qū)購電，因此，用戶的留成電、跨區(qū)跨省交易結(jié)算外的剩余用電量須通過區(qū)內(nèi)市場化交易方式采購。
2.售電公司
售電公司按照《售電公司管理辦法》（發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號）及廣西電力市場主體準入注冊管理辦法等有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
3.發(fā)電企業(yè)
廣西電網(wǎng)地市級及以上電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)管的燃煤、燃氣、核電發(fā)電企業(yè)；集中式風電、光伏發(fā)電企業(yè)；豐水期視情況放開水電發(fā)電；待網(wǎng)間結(jié)算問題解決后，適時放開地方電網(wǎng)、增量配電網(wǎng)內(nèi)的發(fā)電企業(yè)；自備機組公平承擔社會責任，符合相關(guān)條件后可參與；分布式電源按有關(guān)規(guī)定參與。
燃煤、核電發(fā)電企業(yè)全電量進入市場。燃氣發(fā)電企業(yè)自愿選擇，進市場后享受補貼的部分不影響。風電、光伏超過等效上網(wǎng)電量的電量參與市場化交易，暫定風電發(fā)電企業(yè)等效利用小時數(shù)=800小時，光伏發(fā)電企業(yè)等效利用小時數(shù)=500小時。享受補貼的風電、光伏發(fā)電項目參與市場化交易的電量仍繼續(xù)享受補貼。
4.新興市場主體
按《國家發(fā)展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》（發(fā)改辦運行〔2022〕475號）要求，鼓勵儲能企業(yè)、負荷聚合商等新型市場主體參與交易。列入自治區(qū)儲能發(fā)展規(guī)劃或儲能示范項目的儲能企業(yè)可分別以發(fā)電企業(yè)、電力用戶身份注冊參與交易。
（三）市場交易價格
1.發(fā)電企業(yè)交易價格
發(fā)電企業(yè)采用“基準價+上下浮動”的市場化上網(wǎng)電價機制。所有發(fā)電企業(yè)以廣西內(nèi)陸燃煤發(fā)電企業(yè)核定上網(wǎng)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），交易價格在上限電價基礎(chǔ)上向下浮動，交易下限價格為各發(fā)電企業(yè)核定的上網(wǎng)電價下浮20%。
2.電力用戶市場購電價格
直接交易用戶用電價格由電能量交易價格、輔助服務(wù)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。
電力用戶代理購電價格由電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)相關(guān)政策文件形成，電網(wǎng)企業(yè)通過市場化方式采購的電量價格按照標的月批發(fā)交易用戶市場交易計劃加權(quán)平均價格確定。
根據(jù)國家1439號文規(guī)定，對于已參與市場交易、無正當理由改為電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶，擁有燃煤發(fā)電自備電廠、由電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶，以及未參與市場交易由電網(wǎng)企業(yè)代理購電的高耗能企業(yè)，用電價格為電網(wǎng)企業(yè)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(yīng)參與市場化交易，應(yīng)于2023年3月1日前辦理市場注冊手續(xù)，通過參與市場交易直接購電。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(yè)電力用戶，應(yīng)自接火送電之日起的3個月內(nèi)（含接火送電當月）辦理市場注冊手續(xù)。上述滿足上述條件但未辦理市場注冊手續(xù)、仍由電網(wǎng)企業(yè)代理購電的，其工商業(yè)用電價格由電網(wǎng)企業(yè)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(xù)的視同已參與交易用戶，按市場規(guī)則執(zhí)行。具體接火送電時間以相關(guān)供電企業(yè)確認為準。
高耗能企業(yè)交易價格按市場交易價格機制執(zhí)行，但結(jié)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(yè)的結(jié)算價格在現(xiàn)價格機制上加收政策性附加價格，高耗能企業(yè)名單由自治區(qū)政府相關(guān)主管部門另行確定。
為減少中間環(huán)節(jié)二次分配的復(fù)雜性，市場損益分攤或分享、峰谷浮動價格、高耗能企業(yè)政策性附加價格等均在終端電力用戶執(zhí)行，售電公司不參與。儲能企業(yè)因?qū)儆陔p重身份，暫不參與市場損益分攤或分享。
3.煤電價格浮動機制
按照平等協(xié)商、利益共享、風險共擔的原則，鼓勵各市場主體簽訂年度中長期交易合同時，約定煤電價格浮動機制，交易價格保持在上、下限范圍內(nèi)。
（四）市場交易安排
1.交易安排
2023年主要按年度、月度和月內(nèi)組織。其中，年度主要開展年度市場電量交易、年度電網(wǎng)企業(yè)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(zhuǎn)讓交易、月度電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易、月度代購合同電量轉(zhuǎn)讓交易；月內(nèi)主要開展周市場電量直接交易；根據(jù)市場需求開展需求側(cè)響應(yīng)交易、現(xiàn)貨電能量交易等。
2.交易要求
為與電力現(xiàn)貨市場銜接，2023年發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司、儲能企業(yè)等以交易單元開展市場化交易，交易電量須分解至小時。
電力用戶根據(jù)所屬交易單元按年度選擇參加批發(fā)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(guī)定時間內(nèi)完成選擇，逾期未完成選擇的視為零售用戶。零售合同采用線上電子簽訂方式，在廣西電力市場交易系統(tǒng)開展。在開展零售合同線上電子簽訂前，各零售用戶應(yīng)完成企業(yè)認證及電子簽章申領(lǐng)授權(quán)。
為了便于結(jié)算，電力用戶交易單元在交易系統(tǒng)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(tǒng)發(fā)生變更業(yè)務(wù)的，其當月電量按變更前狀態(tài)執(zhí)行，次月起電量按變更后狀態(tài)執(zhí)行。
發(fā)電合同電量轉(zhuǎn)讓交易應(yīng)符合節(jié)能減排原則，原則上只允許煤耗高的機組轉(zhuǎn)讓給煤耗低的機組。儲能企業(yè)暫不參與發(fā)電合同電量轉(zhuǎn)讓交易。
3.交易品種
交易品種主要有年度市場電量交易、電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易、月度市場電量直接交易、月度市場合同電量轉(zhuǎn)讓交易、月度代購合同電量轉(zhuǎn)讓交易、周市場電量直接交易等。具體如下：
年度市場電量交易：采用雙邊協(xié)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(guī)模為650億千瓦時，為了適當引入競爭，設(shè)置競爭電量30億千瓦時，即按照680億千瓦時設(shè)置各發(fā)電交易單元上限，其中，燃煤發(fā)電企業(yè)440億千瓦時、核電發(fā)電企業(yè)160億千瓦時、風電發(fā)電企業(yè)60億千瓦時、光伏發(fā)電企業(yè)10億千瓦時、燃氣發(fā)電企業(yè)10億千瓦時，各發(fā)電交易單元按所屬發(fā)電類型的裝機容量比例設(shè)定交易上限，裝機容量以交易系統(tǒng)注冊容量為準。在規(guī)定的交易時間內(nèi)，交易電量到達650億千瓦時即結(jié)束，其他需求電量參與月度、月內(nèi)交易。
為了體現(xiàn)年度長協(xié)交易電量“壓艙石”的作用，電力用戶年度交易電量原則上應(yīng)高于前一年用電量的70%，售電公司年度交易電量原則上應(yīng)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。
電網(wǎng)企業(yè)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(wǎng)企業(yè)代理工商業(yè)用戶年度、次月市場化購電電量。電網(wǎng)企業(yè)須在交易系統(tǒng)申報交易需求電量等信息，需求電量須分解至小時，電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)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。其中開展年度交易時，摘牌電量上限按符合交易條件的發(fā)電交易單元裝機容量占比分配。當電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易掛牌成交不足部分由各發(fā)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(wǎng)企業(yè)、增量配電網(wǎng)“保量保價”的優(yōu)先發(fā)電電源滿足不了電網(wǎng)代理購電用戶的用電量時，暫由省級電網(wǎng)（含廣西電網(wǎng)有限責任公司、廣西新電力投資集團有限責任公司）根據(jù)發(fā)、用電量預(yù)測情況統(tǒng)一開展電網(wǎng)代理購電。
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。
月度市場合同電量轉(zhuǎn)讓交易：包括發(fā)電合同、用電合同電量轉(zhuǎn)讓交易，采用雙邊協(xié)商方式，按月組織，交易價格為代發(fā)、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。
月度代購合同電量轉(zhuǎn)讓交易：僅開展發(fā)電合同電量轉(zhuǎn)讓交易，采用雙邊協(xié)商方式，按月組織，交易價格為代發(fā)絕對價格，標的物為當月月度代購合同電量（含電網(wǎng)企業(yè)年度代理購電交易分月計劃電量）。月度代購合同電量轉(zhuǎn)讓交易須按原合同分解曲線轉(zhuǎn)讓。
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。每周一次，如遇節(jié)假日，根據(jù)實際情況進行調(diào)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。若計量不具備條件，則每月開展一次月內(nèi)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。
（五）交易結(jié)算
1.結(jié)算原則。
交易結(jié)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(fā)電企業(yè)，可按照總上網(wǎng)電量結(jié)合交易單元發(fā)電量比例，或以調(diào)度自動化系統(tǒng)采集計算的交易單元電量比例擬合分配形成。
零售結(jié)算按照廣西電力市場零售結(jié)算管理辦法執(zhí)行，未建立代理關(guān)系的零售用戶按批發(fā)交易用戶結(jié)算原則開展結(jié)算及統(tǒng)計。
組織開展周交易時，發(fā)電企業(yè)和批發(fā)交易用戶的周交易負偏差電量按周計算，按相應(yīng)市場主體月度偏差結(jié)算價格結(jié)算。在月度結(jié)算臨時結(jié)果發(fā)布前，周結(jié)算臨時結(jié)果暫不出具負偏差電量的結(jié)算價格。
滿足交易條件，但未注冊參與市場化交易的風電、光伏等發(fā)電企業(yè)，不再設(shè)置等效利用小時數(shù)，當月上網(wǎng)電量認定為自身原因造成的超發(fā)電量；新投產(chǎn)的，給予三個月過渡期，從第四個自然月起，其當月上網(wǎng)電量認定為自身原因造成的超發(fā)電量。廣西電網(wǎng)根據(jù)發(fā)電企業(yè)交易價格成本平衡機制、發(fā)電企業(yè)偏差結(jié)算價格機制對超發(fā)電量進行結(jié)算，并作為電網(wǎng)企業(yè)代理工商業(yè)用戶購電電量來源。
并網(wǎng)發(fā)電的風電、光伏發(fā)電企業(yè)在交易中心辦理注冊時可暫不提供電力業(yè)務(wù)許可證，按實際并網(wǎng)容量注冊并參與市場交易。若未能按規(guī)定時限要求取得電力業(yè)務(wù)許可證，被要求停止上網(wǎng)發(fā)電的，暫停后續(xù)交易資格。暫停期間，已成交電量可出讓或繼續(xù)執(zhí)行。
在廣西電網(wǎng)第三監(jiān)管周期輸配電價政策實行前，暫按廣西電網(wǎng)第二監(jiān)管周期輸配電價執(zhí)行，其中參與市場交易的10千伏工商業(yè)用戶延續(xù)執(zhí)行平衡價格，具體價格參照《自治區(qū)工業(yè)和信息化廳關(guān)于調(diào)整2022年電力市場交易實施方案有關(guān)事項的通知》（桂工信運行〔2022〕777號）執(zhí)行。
2.發(fā)電企業(yè)偏差結(jié)算價格
根據(jù)發(fā)電交易單元產(chǎn)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(chǎn)生的偏差電量根據(jù)偏差率不同，分別設(shè)置不同發(fā)電偏差結(jié)算價格系數(shù)。由廣西中調(diào)會同交易中心按有關(guān)操作規(guī)范進行認定，結(jié)果報政府主管部門和能源監(jiān)管機構(gòu)；對難以認定的情形，由廣西中調(diào)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(jiān)管機構(gòu)審定。未認定原因的電量均視為因非自身原因產(chǎn)生。對于發(fā)電企業(yè)因惡意申報電量、電價產(chǎn)生的超額偏差收益，原則上需進行回收。
3.批發(fā)交易用戶偏差結(jié)算價格
批發(fā)用戶交易單元偏差電量根據(jù)偏差率不同，設(shè)置不同用電偏差結(jié)算價格系數(shù)。
4.電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易偏差結(jié)算價格
電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易偏差結(jié)算價格參照批發(fā)交易用戶偏差結(jié)算價格執(zhí)行。省級電網(wǎng)非市場電源向市場反向供電電量對應(yīng)的實際購電度電成本由省級電網(wǎng)進行測算，當出現(xiàn)省級電網(wǎng)非市場電源向市場反向供電時，省級電網(wǎng)應(yīng)于次月25日前向交易中心提供當月省級電網(wǎng)非市場電源反向向市場供電的購電成本。
5.其他電網(wǎng)及增量配電網(wǎng)躉售偏差結(jié)算價格
其他電網(wǎng)負偏差電量的結(jié)算價格參照廣西電網(wǎng)現(xiàn)行未代理購電時居民和農(nóng)業(yè)以及未進入市場的工商業(yè)電量對應(yīng)的平均購電價現(xiàn)行平均購電成本330.9元/兆瓦時執(zhí)行；增量配電網(wǎng)負偏差電量的結(jié)算價格參照區(qū)內(nèi)風電、光伏核定的上網(wǎng)電價執(zhí)行，即420.7元/兆瓦時。
（六）市場關(guān)鍵機制
1.發(fā)電企業(yè)成本平衡機制
因風光、燃煤、核電、燃氣等多電源進入市場，各自成本不同、上網(wǎng)電價也不同，為平衡不同類型電源成本差異，在2022年試探的基礎(chǔ)上繼續(xù)建立發(fā)電企業(yè)成本平衡機制。并對不用電源類型設(shè)置不同平衡系數(shù)，主要是為了平衡各方利益，支持目前經(jīng)營困難的燃煤發(fā)電企業(yè)，保障全力能源電力保供和電力可持續(xù)發(fā)展，成本平衡后得到的資金主要是支持電力用戶降低用電成本，少部分的給予燃煤電廠支持。其中，6月30日對未按時限要求配置儲能設(shè)施的市場化并網(wǎng)風電、光伏項目需向資金池中貢獻更多的資金。
2.峰谷浮動價格機制
按照廣西峰谷分時電價政策峰谷3:1的比例，峰段在平段的基礎(chǔ)上上浮50%，尖峰在峰段的基礎(chǔ)再上浮20%，谷段子平段的基礎(chǔ)上下浮50%。具體執(zhí)行范圍參照價格主管部門相關(guān)文件要求，如遇調(diào)整按新規(guī)定執(zhí)行。
交易價格的峰谷浮動以廣西燃煤發(fā)電基準價（420.7元/兆瓦時）作為基準，峰段上調(diào)價格為燃煤發(fā)電企業(yè)基準價×（1.5-1），即210.35元/兆瓦時，谷段下調(diào)價格為燃煤發(fā)電企業(yè)基準價×（1-0.5），即210.35元/兆瓦時，尖峰上調(diào)價格=燃煤發(fā)電企業(yè)基準價×（1.5×（1+0.2）-1），即336.56元/兆瓦時；電力用戶峰段（尖峰）電量結(jié)算價格=交易價格+峰段（尖峰）上調(diào)價格；電力用戶谷段電量結(jié)算價格=交易價格-谷段下調(diào)價格。
3.市場損益分配機制
市場損益包括市場用戶側(cè)電量電費（含電網(wǎng)企業(yè)代理購電）與市場發(fā)電側(cè)電量電費間的差額電費（含省級電網(wǎng)向市場反向供電的對應(yīng)返還）、發(fā)電企業(yè)執(zhí)行成本平衡機制產(chǎn)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(yè)用戶執(zhí)行平衡價格所需費用等。并按照“取之于市場，用之于市場”原則結(jié)合市場主體經(jīng)營情況每月進行分配或分攤。2023年市場盈余資金主要向用戶側(cè)傾斜，發(fā)電側(cè)重點支持燃煤、燃氣發(fā)電企業(yè)。
（七）其他
1.遵守市場規(guī)則。各市場主體應(yīng)依法依規(guī)開展2023年電力市場化交易工作，違規(guī)行為按照《南方區(qū)域電力市場監(jiān)管實施辦法（試行）》（南方監(jiān)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。
2.融入南方區(qū)域市場。在落實省間扶貧電量協(xié)議的基礎(chǔ)上，鼓勵區(qū)內(nèi)發(fā)電企業(yè)、售電公司（批發(fā)交易用戶）根據(jù)區(qū)內(nèi)供需情況參與省間市場化交易；積極融入南方區(qū)域電力市場，按照區(qū)域市場有關(guān)方案和規(guī)則參與試運行。
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