國網福建省電力有限公司、福建電力交易中心有限公司、各發電企業、售電公司：

　　經省政府同意，現將《2023年福建省電力中長期市場交易方案》印發給你們，請遵照執行。具體實施過程中若遇問題，請及時向省發改委報告（聯系人：胡青，聯系電話：0591-87063683）。

　　福建省發展和改革委員會

國家能源局福建監管辦公室

2022年12月12日

（此件主動公開）

2023年福建省電力中長期市場交易方案

　　根據國家電力體制改革工作部署，為穩妥推進電力市場化改革，保障電力安全穩定供應，建設新型電力系統，結合我省電力市場建設實際，制定本交易方案。

　　一、基本原則

　　堅持以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，全面貫徹落實黨的二十大精神，貫徹落實國家發展改革委、國家能源局關于電力中長期合同簽訂履約工作要求，按照“安全穩定、統籌兼顧、平穩有序”原則，統籌推動電力中長期市場與現貨市場有效銜接，健全中長期交易靈活調整機制，持續完善交易品種設計，保障市場平穩健康運行，促進能源綠色低碳發展。

　　二、市場主體

　　（一）發電企業

　　1.燃煤發電機組（含熱電聯產機組、地方小火電和余量上網的燃煤自備機組，下同）全部上網電量參與市場交易。

　　2.核電機組原則上全部上網電量（除華龍一號以外）參與市場交易。根據全省電力電量平衡及外送情況對核電機組市場化電量進行動態調整。

　　3.符合國家建設項目審批條件、已投入商業運行的風電機組和電化學儲能電站，可參與市場交易。

　　4.余熱余壓余氣發電機組（以下簡稱三余發電機組）參照地方小火電、余量上網的燃煤自備機組參與市場交易。

　　5.水電、燃氣發電、生物質發電、光伏發電、華龍一號核電機組上網電量和市場合約外的風電機組上網電量用于保障居民、農業優先購電。

　　（二）電力用戶

　　電力用戶包括直接參與市場交易用戶（以下簡稱直接交易用戶）和電網企業代理購電用戶（以下簡稱電網代購用戶）。其中，直接交易用戶包括直接向發電企業購電的批發用戶和選擇向售電公司購電的零售用戶。年購電量1000萬千瓦時及以上的直接交易用戶可自主選擇作為批發用戶或零售用戶，其余用戶僅可作為零售用戶。

　　1.10千伏及以上工商業用戶（含電化學儲能電站）原則上全部直接參與市場交易，鼓勵10千伏以下工商業用戶直接參與市場交易。

　　2.暫未直接參與市場交易的工商業用戶由電網企業代理購電，電網企業按相關規定和要求開展代理購電工作。

　　3.2023年起，新增10千伏及以上工商業用戶，自并網運行起6個月內應全電量直接參與市場交易（含變壓器增容和新增戶號的10千伏及以上工商業用戶）。

　　（三）售電公司

　　1.2022年10月底前已注冊生效并與代理用戶簽訂零售市場購售電合同、按規定辦理與代理用戶的綁定關系、足額提交履約保函（保險）的售電公司可參與市場交易。

　　2.售電公司與代理用戶的綁定時間截至2023年年底。

　　三、交易電量規模

　　2023年，全省電力市場直接交易電量計劃約2110億千瓦時(其中居民、農業等從市場采購電量約160億千瓦時），除居民、農業等優先購電電量由電網企業保障供應外，其余電量全部進入市場。

　　參與市場交易的各類發電機組交易電量預測如下：

　?。ㄒ唬┤济喊l電機組及三余發電機組：約1280億千瓦時。

　?。ǘ┖穗姍C組（不含華龍一號）：約620億千瓦時。

　?。ㄈ┦≌{統調的風電機組（含參加綠電交易的機組）：約210億千瓦時。

　　四、交易組織

　　中長期交易按年度、月度及月內3個周期組織開展，交易方式包括雙邊協商、掛牌、集中競價、滾動撮合等。

　　（一）電力用戶參與現貨結算試運行前

　　1.年度交易。主要開展清潔能源掛牌、雙邊協商和集中競價交易。其中：

　　（1）清潔能源掛牌交易。由享受可再生能源電價補貼的省調統調風電、核電和批發用戶、售電公司、電網企業代理購電參與。風電、核電電量分別約為60億千瓦時、326億千瓦時，具體名單及限額另行明確。購售兩側掛牌成交電量統一均分至1—12月。

　　（2）雙邊協商交易。由燃煤發電、核電和批發用戶、售電公司參與。燃煤發電、核電電量分別約為540億千瓦時、108億千瓦時，具體名單及限額另行明確。

　　（3）集中競價交易。由燃煤發電、三余發電和批發用戶、售電公司、電網企業代理購電參與。燃煤發電及三余發電電量約為527億千瓦時，具體名單及限額另行明確。購售兩側集中競價成交電量統一均分至1—12月。

　　電網企業代理購電參與年度集中競價交易時，以報量不報價方式、作為價格接受者參與交易并優先出清。當集中競價交易不成交時，開展年度電網企業代理購電掛牌補充交易，由燃煤發電、三余發電與電網企業代理購電參與。摘牌電量不足部分由當次交易準入機組按剩余限額等比例分攤。

　　年度雙邊協商和集中競價交易，根據全省電力電量平衡及電網企業保障居民、農業購電情況，由省發改委適時調整交易電量限額。

　　2.月度交易。主要開展合同調整、清潔能源掛牌、綠電雙邊協商、發用電兩側合同轉讓雙邊協商和集中競價交易。其中：

　　（1）合同調整交易。由燃煤發電、三余發電、核電、風電和批發用戶、售電公司、電網企業代理購電參與。

　　（2）清潔能源掛牌交易。由享受可再生能源電價補貼的省調統調風電、核電和批發用戶、售電公司、電網企業代理購電參與。風電、核電每月掛牌電量另行明確。批發用戶、售電公司參加清潔能源掛牌交易的電量限額按照最近一次實際月度結算電量確定，電網企業代理購電電量限額另行明確。

　　（3）綠電雙邊協商交易。按照我省綠色電力交易試點方案和實施細則要求組織開展。后續根據國家政策，適時增加綠電交易品種。

　　（4）發用電兩側合同轉讓雙邊協商交易。由燃煤發電、三余發電、核電和批發用戶、售電公司參與。

　　（5）集中競價交易。由燃煤發電、三余發電、核電和批發用戶、售電公司、電網企業代理購電參與。電網企業代理購電參與月度集中競價交易組織流程按照參與年度集中競價交易執行。

　　此外，根據需要適時開展春節短周期等其他月度交易。

　　3.月內交易。主要開展滾動撮合、電網企業代理購電掛牌、發用電兩側合同轉讓雙邊協商交易，交易標的為當月電能量。其中：

　　（1）滾動撮合交易。由燃煤發電、三余發電、核電和批發用戶、售電公司參與，按旬組織開展。發電企業、批發用戶、售電公司可根據發用電計劃變化情況，選擇作為購電方或售電方，但每批次交易僅可選定一個交易方向（購電或售電）。

　　（2）電網企業代理購電掛牌交易。由燃煤發電、三余發電和電網企業代理購電參與，摘牌電量不足部分由當次交易準入機組按剩余限額等比例分攤。

　　（3）發用電兩側合同轉讓雙邊協商交易。根據市場運行情況另行確定該品種組織開展時間，由燃煤發電、三余發電、核電和批發用戶、售電公司參與。

　　4.年度中長期合同曲線分解。電力用戶未參與現貨結算試運行期間，年度中長期交易分月合同電量按照均分的原則分解至當月24個時段（每日按小時分為24個時段，月24個時段為月內每日同一時段加總，即每月每日0:00—01:00電量加總為第一時段電量，以此類推，下同）。

　　（二）電力用戶參與現貨結算試運行期間

　　1.年度交易合同曲線分解。年度交易合同曲線分解按照分解前后交易總量、成交價格不變的原則開展，年度交易尚未執行的分月合同電量按照雙邊協商或均分至當月24個時段等方式開展，具體另行明確。

　　2.月度交易。按全天分24個時段分別組織交易或按典型曲線組織交易。

　　（1）合同調整交易。在確保后續月份合同總電量不變的情況下，對于雙邊協商交易,在發用雙方協商一致后允許調整；對于集中交易，除電網企業代理購電外，分月電量不作調整。

　　（2）清潔能源掛牌交易。按照典型曲線方式組織開展，交易電量均分至每日24個時段，不可調整。

　　（3）綠電雙邊協商交易。繼續沿用電力用戶參與現貨結算試運行前的交易方式。

　　（4）發電側合同轉讓雙邊協商交易。交易雙方自行協商約定月度24個時段的交易電量、電價，每日曲線形狀相同。

　　（5）集中競價交易。組織開展次月24個時段的中長期交易，按24個時段分別組織開展，各時段交易電量均分至每日，不可調整。

　　電網企業代理購電參與集中競價交易時，按照電網代購用戶典型負荷曲線將交易電量分解至24個時段。

　　3.月內交易。在旬交易基礎上，新增日滾動撮合交易。按全天分24個時段分別組織交易或按典型曲線組織交易，各時段成交電量均分至交易履約周期內每日。

　　（1）滾動撮合交易。旬滾動撮合交易按旬組織開展次旬24個時段的中長期交易；日滾動撮合交易按照D-3日組織開展D日24個時段的中長期交易（如遇周末和節假日，則提前至最近的一個工作日開展），實現連續滾動開市。

　　（2）電網企業代理購電掛牌交易。暫按照電網代購用戶典型負荷曲線組織交易。摘牌電量不足部分由當次交易準入機組按剩余限額等比例分攤。

　　（3）發用電兩側合同轉讓雙邊協商交易。根據市場運行情況另行確定該品種組織開展時間，由燃煤發電、三余發電、核電和批發用戶、售電公司參與。

　　4.日交易計劃曲線。市場主體持有的通過分解和分時段交易形成的中長期合同（不含綠電交易合同）每日24個時段曲線，疊加形成最終的日交易計劃曲線，作為中長期合約結算曲線。

　　5.典型曲線確定。典型曲線可按一條平線、發電側典型出力曲線或用電側典型負荷曲線等方式確定，具體另行明確。

　　五、交易價格

　　（一）直接交易用戶用電價格由購電價格、輸配電價、輔助服務費用、政府性基金及附加和為保障居民、農業用電價格穩定的新增損益等組成。

　　（二）電網代購用戶價格按照電網企業代理購電相關規定執行。

　　（三）雙邊協商交易的交易價格由交易雙方自主協商確定，鼓勵燃煤發電企業與批發用戶、售電公司在雙邊交易合同中約定購電價格與煤炭價格掛鉤聯動的浮動機制，可通過每月開展的合同調整交易進行協商調整；集中競價交易、掛牌交易的交易價格分別以統一出清價格和掛牌價格為準；滾動撮合交易每成交對的交易價格為購、售雙方申報價格的算術平均值。

　　（四）電網企業代理購電參與年度、月度掛牌補充交易及月內掛牌交易時，以最近一次月度集中競價交易加權平均價格作為掛牌購電價格。

　　（五）已直接參與市場交易在無正當理由情況下改由電網企業代理購電的用戶，擁有燃煤發電自備電廠并由電網企業代理購電的用戶，暫不能直接參與市場交易由電網企業代理購電的高耗能用戶，購電價格按電網企業代理購電價格的1.5倍執行。

　　（六）燃煤發電機組市場化交易價格在我省燃煤發電基準價基礎上，上下浮動原則上不超過20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。如后續國家政策變動，按最新政策執行。

　　六、交易安排

　　（一）2022年12月開始組織年度清潔能源掛牌交易、雙邊協商交易、集中競價交易以及春節短周期交易等。

　　（二）2023年2月起，每月組織開展月度合同調整、清潔能源掛牌、綠電雙邊協商、發用電兩側合同轉讓雙邊協商、集中競價交易。

　　（三）2023年2月起，每月組織開展旬滾動撮合交易，下旬開展月內電網企業代理購電掛牌交易。

　　（四）電力用戶參與現貨結算試運行期間，通過開展日及以上周期的中長期分時段交易，實現與現貨市場有效銜接。

　　七、計量與結算

　　2023年，考慮與我省電力現貨市場建設同步，中長期交易在電力用戶參與現貨結算試運行前，交易成交電量為交易履約期內的總電量，交易價格為段3購電價格；電力用戶參與現貨結算試運行期間，中長期交易應與現貨交易充分銜接。

　　（一）電力用戶參與現貨結算試運行前，所有參與市場交易的發電企業和電力用戶抄表起止時間統一為每月1日0時至該月最后一日24時，電力用戶按照時段劃分標準開展計量和抄表；電力用戶參與現貨結算試運行期間，發電企業和電力用戶按照每天24個時段開展計量和抄表。不具備分時段計量采集條件的，暫按照各時段電量均分的原則形成分時段電量。

　　（二）電力用戶參與現貨結算試運行前，電力用戶購電價格按照4個時段劃分標準和各時段的價格系數比執行，分時電價損益按月清算，有關規定另行制定。

　　4個時段劃分標準為：段1時段為11:00—12:00、17:00—18:00；段2時段為10:00—11:00、15:00—17:00、18:00—20:00、21:00—22:00；段3時段為8:00—10:00、12:00—15:00、20:00—21:00、22:00—24:00；段4時段為00:00—8:00。

　　4個時段的價格系數比為1.8：1.6：1：0.4，即電力用戶交易電價為段3購電價格，段1購電價格為交易電價上浮80%，段2購電價格為交易電價上浮60%，段4購電價格為交易電價下浮60%。暫不具備4個時段及以上計量采集條件的電力用戶各時段購電價格均為段3購電價格。市場交易執行固定的目錄輸配電價等。

　　發電側各時段結算價格均為交易成交價格（即段3交易價格）。

　　（三）電力用戶參與現貨結算試運行期間，市場主體各時段交易電價由市場交易形成，不再按第（二）點規定的時段劃分標準和各時段價格系數比執行。

　　（四）發電企業、批發用戶、售電公司的綠電交易可結電量與其他市場化交易電量之和按照“照付不議、偏差結算”原則開展結算。電力用戶參與現貨結算試運行前，發電企業、批發用戶、售電公司按照全月電量開展結算和偏差考核，并月清月結。電力用戶參與現貨結算試運行期間，發用兩側按照現貨方案開展結算，并按月或按日清分、按月結算。

　　（五）電網代購用戶可按照我省相關規定在每月最后一個工作日前選擇直接參與市場交易，電網企業代理購電相應終止，由此產生的偏差責任不予考核。

　　（六）交易中心每月對市場主體偏差電量考核資金提供結算依據。

　　（七）三余發電機組、電化學儲能電站參與中長期交易的上網電量參照燃煤發電機組結算原則執行。

　　八、有關事項及要求

　　（一）所有直接交易用戶、電網代購用戶，其參與年度交易電量限額為2022年度購電量（即2021年11月至2022年10月）的80%，因并戶刪除的用電單元納入主戶計算，其余已刪除或未生效的用電單元不納入計算范圍；對2021年11月后新投產企業，其參與年度交易電量限額按照2022年最大用電月份日均用電量的80%乘以365天計算。售電公司年度交易電量限額為其代理用戶年度交易電量限額之和，并符合資產和履約保函（保險）相關要求。

　　（二）直接交易用戶2023年年度中長期合同簽約電量應不低于上一年度用電量的80%。燃煤發電企業2023年年度中長期合同簽約電量應不低于上一年實際發電量的80%，未按要求執行的另行研究處理。電力用戶參與現貨結算試運行期間，直接交易用戶中長期合同簽約電量比例應不低于實際用電量的95%，具體另行明確。

　　（三）每月最后一個工作日前注冊生效的發電企業、批發用戶和綁定生效的零售用戶次月起參與市場交易。

　　（四）清潔能源掛牌交易采用按等比例方式出清。參加清潔能源掛牌交易的風電機組應按照交易電量限額足額開展交易，未完成交易的電量另行研究處理。

　　（五）保安全、保供熱、保供應等必開機組簽訂足額中長期合同，省調直調熱電聯產機組年度交易限額按不少于4500小時計算。上述機組以及地方小火電、余量上網的燃煤自備機組、三余發電機組以“報量不報價”方式參與年度、月度競價交易并優先出清。電力用戶參與現貨結算試運行前，上述機組如無法足額簽訂中長期合同，調度機構可按需調用機組，按最近一次月度集中競價價格結算；電力用戶參與現貨結算試運行期間，上述機組偏差電量按照現貨有關方案和規則執行。

　　（六）為增強我省電力保供能力，應急備用機組可按照我省相關電力市場化交易規定，參照常規燃煤機組參與市場交易。如后續國家政策變動，按最新政策執行。

　　（七）零售用戶只可選擇一家售電公司購電，避免與多家售電公司簽訂合同導致不必要的法律糾紛。已與多家售電公司簽約的，應在年度交易綁定截止日前自行協商改由一家售電公司代理。售電公司和零售用戶應妥善處理合同關系，需在年度交易綁定截止日內完成平臺綁定，避免影響年度交易工作。

　　（八）年度交易開始前，對已直接參與市場交易但未在規定時間內完成綁定的零售用戶，由保底售電公司暫時代理購電。暫時代理購電的零售用戶和保底售電公司由交易中心按照企業名稱的拼音字母排序，依次對應啟動暫時代理購電服務，不再另行簽訂協議。零售用戶在暫時代理購電期間不再參與除月度集中競價以外的其他交易，購電價格按當月月度集中競價價格執行，若當月未開展月度集中競價交易，購電價格則按最近一次月度集中競價價格執行。暫時代理購電服務滿一個月后，零售用戶可自主選擇與售電公司（包括保底售電公司）協商簽訂新的零售合同，保底售電公司不得以任何理由阻撓。依法依規開展保底售電服務工作，相關具體規定另行明確。

　　（九）各售電公司應依法依規積極做好與代理用戶零售合同的簽訂和綁定工作，在規定時限內向交易中心備案，并嚴格按照合同條款開展結算，根據現貨市場建設工作安排，適時開展零售合同補充協議簽訂工作。參與市場的零售用戶可主動與售電公司溝通，積極完成零售合同簽約綁定工作，維護自身權益。

　　（十）依據國家信息公開有關規定，進一步規范市場信息披露工作，重點加強批發、零售市場信息合規披露與公開管理，逐步完善售電公司運營評價和管理體系。交易中心應牽頭做好市場主體準入與退出管理工作，要加強零售側管理和服務工作，加快建設電力零售市場交易服務平臺，設計零售套餐，規范零售市場合同范本，加強零售用戶與售電公司簽約管理，推動零售市場交易和結算清分工作線上開展，條件具備時零售結算以電力交易平臺確認的零售套餐為準。

　　（十一）電網企業和交易中心要組織好新增用戶入市工作，細化各項工作流程，切實落實好用戶側進市場的主體責任，應制定用電單元管理的相關辦法，并報省發改委、福建能源監管辦批準后實施。電網企業應持續做好市場準入與退出相關用電單元管理工作，每半年開展自查評估并向省發改委、福建能源監管辦報告。電網企業應加快推進計量表計、數據傳輸系統等改造升級，做好電網企業信息系統與交易平臺數據貫通，具備本方案要求的各時段計量條件，確保交易順利推進。

　　（十二）對中長期交易產生的不平衡資金問題另行研究處理。

　　（十三）省發改委會同福建能源監管辦建立協調機制，按照各自職責分工，協調處理市場運行中出現的問題。對交易組織實施全過程進行監督，加強事中、事后監管，維持市場正常秩序。

　　（十四）根據現貨結算試運行工作安排，制定電力用戶參與現貨結算試運行期間中長期分時段交易和結算實施方案，并不斷完善。