一、广西铝产业与用电概况

广西是国内重要电解铝产业基地，全区共9家电解铝生产企业，吨铝电耗全部达标，未触发阶梯加价，是广西最大单一高耗能用电板块。电解铝企业全部电量参与电力市场化交易，不再执行目录优待电价，历史上的铝业专场交易机制已取消。区内形成广西主电网与百色区域电网两套供电体系，成本结构差异显著。

1.产业产能分布

广西电解铝产能集中于百色、来宾两地，共计9家电解铝企业，供电分为两大体系：

广西主电网供电企业：来宾广投银海铝、中铝广西分公司等，采用 110kV220kV高压供电；

百色区域电网（百色电力）供电企业：信发铝、吉利百矿等，依托自备电厂 +网内水火电源，同时可从主网购电补充缺口。

2.电源背景

广西电力以水电为基础，搭配火电、核电及快速扩张的风电光伏。

丰水期（5-10 月）：水电大发，市场电价下行；

枯水期（11-次年4月）：水电出力锐减，火电发电占比抬升，市场购电价格显著上行。水电出力的季节性波动，直接决定广西电解铝企业年度用电成本的分化。近年广西风电光伏规模快速扩张，为铝企业绿电采购提供供给来源，但绿电存在一定价格溢价。

电源结构方面，广西电力以水电为基础，搭配火电、核电及快速扩张的风电光伏。丰水期（5–10月）水电大发，市场电价下行；枯水期（11月–次年4月）水电出力锐减，火电占比上升，购电价格显著抬升。水电出力的季节性波动是电解铝年度用电成本分化的决定性因素。2024年度全区9家电解铝企业吨铝电耗全部达标，未触发阶梯加价。

二、电解铝用电负荷核心特征

电解铝是典型超高耗能连续基荷一级安全负荷，其负荷特性与普通大工业存在本质区别，直接决定了其参与电力市场的方式与风险。

3.24小时不间断生产，负荷率极高

电解槽需维持高温熔融状态，不可随意停电。一旦长时间断电，电解质凝固，电解槽永久损坏，设备损失巨大。企业日负荷日内峰谷差极小，用电曲线非常平坦，几乎不存在昼夜负荷变化。

4.调节能力有限，不可中断停机

仅允许工艺安全范围内小幅度功率调整。只能减产不能停机，不适合作为可中断负荷参与传统需求响应。产量一旦发生变化，直接带来合同电量偏差风险。

5.大功率整流负荷，电能质量压力大

交流电经大功率整流装置转为直流电供给电解槽，产生大量谐波与无功功率。企业必须配套滤波与无功补偿装置，保障功率因数达标，否则产生力率电费罚款。

三、电价成本构成

广西电解铝企业执行两部制大工业电价，综合到户电价由以下部分叠加而成：

综合到户电度电价 = 市场购电价格 + 输配电价 + 上网环节线损费 + 系统运行费 + 政府性基金附加 ± 阶梯加价

总电费 = 综合到户电度电价 × 实际用电量 + 基本电费（容量/需量二选一）

阶梯电价属于国家能耗政策加价，独立于市场交易。即便全部市场化购电，如年度吨铝电耗超标，将对全部铝液生产用电量累进加价，并非仅对超耗电量加价。

四、阶梯电价政策与案例测算

1.政策分档与加价规则

依据发改价格〔2021〕1239号，电解铝阶梯电价按铝液综合交流电耗执行累进加价，基准门槛逐年收紧：

清洁能源减免：风电、光伏非水可再生电量占全部用电量超15%且达到本省激励值时，占比每高1个百分点，阶梯加价标准降低1%，最多减免至零。水电不计入抵扣范围。未缴纳阶梯加价电费的企业，将被取消市场交易资格，执行保底电价。

五、电力市场交易机制与风险

依据桂能电力〔2025〕513号，广西已取消电解铝专场交易，铝企与其他大工业用户统一参与全区电力批发市场，无特殊限价政策。

1.主要交易方式

中长期交易：年度+月度双边协商、集中撮合，合同电量全部分解至小时。批发用户年度签约不低于预计用电量50%，月度及以上中长期签约不低于80%，分时偏差实施考核。

月内滚动与现货市场：通过月内交易、南方区域现货市场对冲中长期合同偏差。现货价格在枯水期高位风险大。

绿电交易：可采购风电光伏绿电满足出口低碳需求，承担环境溢价；采购绿电可用于阶梯电价加价减免条件（仅风电光伏）。

百色区域电网：网内发电企业与用户满足注册条件后可统一参与广西全区电力市场，不能豁免国家阶梯电价、自备电厂基金、系统备用费等政策要求。

2.四大交易风险

电量预测风险：电解铝不能灵活启停，检修或减产导致实际用电量低于合同时，将承担高额偏差考核费用。

丰枯周期风险：水电来水不确定，枯水年市场购电价格大幅抬升，直接压缩企业利润空间。

政策叠加风险：水电来水不确定，枯水年市场购电价格大幅抬升，直接压缩企业利润空间。

绿电转型风险：出口产品碳足迹要求提升，需采购更多绿电；绿电环境溢价推高用电成本，达到15%抵扣门槛成本较高。

六、主要问题与对策建议

1.当前核心问题

负荷特性与分时市场规则适配矛盾突出。电解铝为平坦基荷负荷，日内无峰谷调节空间，但市场强制要求中长期合同分解至小时并执行分时考核。企业难以利用峰谷价差套利，只能依靠长协锁定均价，产量扰动即触发偏差考核。

水电不确定性导致电价周期性大幅波动。广西电力高度依赖水电，丰枯水期电价差距可达0.06–0.08元/kWh。遇到枯水年份，吨铝电费成本上涨近800–1000元，对行业盈利冲击巨大。

绿电转型成本压力上升。下游出口客户对低碳指标要求提升，企业需采购风电光伏绿电，但绿电环境溢价推高用电成本，达到阶梯电价减免的15%占比门槛仍需较大投入。

两套供电体系并存，监管与成本机制差异。主电网与百色区域电网并存，网内自备电厂占比高。虽然统一执行国家政策，但电源结构差异带来购电成本分化；区域电网在自备电厂合规管理、基金附加收缴方面监管难度较高。

能耗考核标准逐年收紧。国家阶梯电价基准持续下调，2025年已达13300kWh/吨，未来仍有收紧预期。工艺管控一旦波动触发加价，将对全部生产电量加价，经营风险重大。

2.企业层面建议

精细化电力交易管理：建立产—电联动预测机制，将检修计划、产量计划与电力交易申报深度协同；合理搭配年度长协、月度、月内交易，控制分时合同偏差，降低考核风险。

持续推进节能技改：持续降低铝液综合交流电耗，守住阶梯电价红线；工艺优化一方面避免触发加价，另一方面为绿电抵扣创造条件。

科学规划绿电采购：结合出口订单碳足迹需求测算最优绿电采购比例，充分利用非水可再生能源占比减免政策，平衡溢价成本。

完善电能质量治理：持续运维谐波滤波与无功补偿装置，避免功率因数罚款；强化双电源供电保障，降低停电事故风险。

3.政策与市场建设建议

1.研究高稳定基荷用户的市场规则优化，在现有框架下探索适合电解铝负荷特性的中长期小时曲线分解方式，缓解平坦负荷的分时考核压力。

2.完善水电丰枯风险对冲工具，鼓励水电与铝企开展更深度的年度长协，平抑年度电价波动。

3.加强对百色区域电网、自备电厂的统一监管，确保政府基金附加、系统备用费、阶梯电价政策全面落实，保障市场公平。

4.扩大广西绿电供给规模，进一步降低绿电溢价，支撑铝产业低碳出口转型。