各市、縣發展改革委（局），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、廣西桂東電力股份有限公司、廣西百色電力有限責任公司、廣西電力交易中心有限責任公司，各有關增量配電網企業、用電戶和發電企業：
爲貫徹落實好《國家發展改革委關於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）、《國家發展改革委辦公廳關於組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》（發改辦價格〔2021〕809號）等政策規定，現就有關事項通知如下。
一、進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革前有關事項
2021年10月15日前，根據《廣西壯族自治區發展和改革委員會關於印發廣西壯族自治區深化燃煤發電上網電價形成機制改革實施方案的通知》（桂發改價格規〔2020〕134號）規定，居民、農業用戶和原執行目錄銷售電價的工商業用戶用電對應的燃煤發電電量，按照政府核定的上網電價加超低排放電價結算；不執行目錄銷售電價且未籤訂市場交易合同的10千伏工商業用戶用電對應的燃煤發電電量，按照2021年1月1日至10月14日我區燃煤發電市場各交易品種加權平均交易價格結算，其中10月1日至14日上述用戶用電對應的燃煤發電量按本月實際用電的45%（14÷31）折算。
二、進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革後有關事項
2021年10月15日起，全部燃煤發電電量通過市場交易在“基準價+上下浮動”範圍內形成上網電價，其中，基準價爲各燃煤發電企業政府核定的上網電價，市場交易價格上下浮動範圍原則上均不超過20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。
（一）2021年10月15日至31日，不執行目錄銷售電價且未籤訂市場交易合同的10千伏工商業用戶用電對應的燃煤發電量，按2021年10月15日至31日燃煤發電市場各交易品種（不含高耗能企業參與市場交易部分）加權平均交易價格結算。期間上述用戶用電對應的燃煤發電量按本月實際用電的55%（17÷31）折算，結算價格與2021年1月至9月燃煤發電市場各交易品種加權平均交易價格價差形成的資金缺口由電網企業準許收入調節池和相關結餘資金承擔。
（二）2021年11月1日至30日，原執行目錄銷售電價的工商業用戶用電價格，繼續按原目錄銷售電價水平執行；原不執行目錄銷售電價且未籤訂市場交易合同的10千伏工商業用戶用電對應的燃煤發電量，按當月燃煤發電市場各交易品種（不含高耗能企業參與市場交易部分）加權平均交易價格結算。結算價格與2021年1月至9月燃煤發電市場各交易品種加權平均交易價格價差形成的資金缺口由電網企業準許收入調節池和相關結餘資金承擔。
（三）2021年12月1日起，優化調整輸配電價結構前。原執行目錄銷售電價的工商業用戶，用電價格在原目錄銷售電價的基礎上按代理購電價差傳導的模式計算，計算公式：用戶用電價格＝原目錄銷售電價＋（當月代理購電中購燃煤發電電費－基準價×當月代理購電中購燃煤發電量）÷當月代理購電總電量。原不執行目錄銷售電價且未籤訂市場交易合同的10千伏工商業用戶用電價格由電力市場交易和綜合考慮政策延續性等因素構成，計算公式：用戶用電價格＝原目錄銷售電價＋〔當月燃煤發電市場各交易品種（不含高耗能企業參與市場交易部分）加權平均交易價格－2021年1月至10月燃煤發電市場各交易品種加權平均交易價〕×當月該部分用戶購燃煤發電量÷當月該部分用戶用電總電量。原不執行目錄銷售電價且未籤訂市場交易合同的10千伏工商業用戶用電對應的燃煤發電量，按當月燃煤發電市場各交易品種（不含高耗能企業參與市場交易部分）加權平均交易價格結算。
（四）優化調整輸配電價結構後。10千伏及以上工商業用戶全部通過市場交易直接購電，用戶用電價格＝電能量交易價格＋輸配電價＋政府性基金及附加；其他工商業用戶暫未參與市場交易的由電網企業代理購電，代理購電用戶電價形成方式按照發改辦價格〔2021〕809號文件相關規定執行。
現行政策與本通知不符的，以本通知規定爲準。涉及的電量數據由相關部門和企業據實核算。執行過程中遇有問題，請及時報告。
廣西壯族自治區發展和改革委員會
2021年11月20日
