2024年福建省电力中长期市场交易方案

（征求意见稿）

　　根据国家电力体制改革工作部署，为深化电力市场化改革，加快构建新型电力系统，保障电力安全稳定供应，结合我省电力市场建设实际，制定本交易方案。

　　一、基本原则

贯彻落实《国家发展改革委、国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》等文件精神，发挥电力中长期交易保供稳价作用，健全电力中长期市场与现货市场有序衔接的市场体系，推进促进新型电力系统建设。

　　二、经营主体

　　（一）发电企业

　　已投入商业运营且符合市场准入条件的发电企业，经注册生效后可参与市场交易，具体包括：

　　1.燃煤发电机组（含热电联产机组、地方小火电和余量上网的燃煤自备机组，下同）原则上全部上网电量参与市场交易。

　　2.福清核电1-4号机组、宁德核电1-4号机组原则上全部上网电量参与市场交易。

　　3.省调统调集中式风电机组部分上网电量参与市场交易。

　　4.独立新型储能电站，可参与市场交易。

　　5.余热余压余气发电机组（以下简称三余发电机组）参照地方小火电、余量上网的燃煤自备机组参与市场交易。

　　6.参与绿电交易的机组准入范围参照我省绿色电力交易试点方案和实施细则。

水电、燃气发电、生物质发电、华龙一号等核电机组上网电量和市场合约外的风电、光伏发电机组上网电量用于保障居民、农业优先购电。

　　（二）电力用户

　　电力用户包括直接参与市场交易用户（以下简称直接交易用户）和电网企业代理购电用户（以下简称电网代购用户）。其中，直接交易用户包括直接向发电企业购电的批发用户和选择向售电公司购电的零售用户。年购电量1000万千瓦时及以上的直接交易用户可自主选择作为批发用户或零售用户，其余用户仅可作为零售用户。

　　1.10千伏及以上工商业用户（含独立新型储能电站）原则上全部直接参与市场交易，鼓励10千伏以下工商业用户直接参与市场交易。

　　2.暂未直接参与市场交易的工商业用户由电网企业代理购电，电网企业按照相关规定和要求开展代理购电工作。

　　3.推动新增10千伏及以上工商业用户，原则上自并网运行起6个月内应全电量直接参与市场交易（含变压器增容和新增户号的10千伏及以上工商业用户）。

　　（三）售电公司

　　1.售电公司应在2023年10月底前注册生效，并于2024年度批发市场交易开市前与代理用户完成线上绑定或零售套餐交易、足额提交履约保函（保险），方可参与市场交易。

　　2.售电公司与代理用户开展购售电业务的履约截止时间统一为2024年12月31日。

　　3.优选资产良好、经营稳定、无不良信用的售电公司成为保底售电公司，暂时代理已直接参与市场交易但未在规定时间内完成绑定的零售用户的购电工作，以及按国家相关规定对零售用户承担保底售电，具体名单另行明确。

　　三、交易电量规模

2024年，全省电力市场直接交易规模约为1700亿千瓦时。

　　四、交易组织

中长期交易按年度、月度及月内3个周期组织开展，交易方式包括双边协商、挂牌、集中竞价、滚动撮合等。2024年，根据我省现货市场建设推进情况，优化中长期分时段交易机制，推动中长期市场按工作日连续运营，实现中长期与现货市场有序衔接。

　　（一）年度交易

主要开展清洁能源挂牌、双边协商、集中竞价交易和电网企业代理购电挂牌交易。其中：

　　1.清洁能源挂牌交易。由省调统调风电、核电和批发用户、售电公司、电网企业代理购电参与。购售两侧挂牌成交电量统一均分至1—12月。

　　2.双边协商交易。由燃煤发电、核电和批发用户、售电公司参与。

　　3.集中竞价交易。由燃煤发电、三余发电、独立新型储能和批发用户、售电公司参与。购售两侧集中竞价成交电量统一均分至1—12月。

　　4.电网企业代理购电挂牌交易。由燃煤发电、三余发电、独立新型储能和电网企业代理购电参与，摘牌电量不足部分由当次交易准入机组按剩余限额等比例分摊。购售两侧代理购电挂牌成交电量统一均分至1—12月。

以上年度交易类型的交易电量限额以交易平台发布为准。

　　（二）月度及月内交易

月度交易主要开展合同调整、清洁能源挂牌、绿电双边协商、发电侧合同转让双边协商、集中竞价交易和电网企业代理购电挂牌交易。月内交易主要开展滚动撮合、发电侧合同转让双边协商、电网企业代理购电挂牌交易。

　　1.月度交易

　　（1）合同调整交易。对于年度双边协商交易，在确保后续月份合同总电量不变的情况下，双方可协商调整月度合同电量，具体由燃煤发电、核电和批发用户、售电公司参与。年度集中交易合同中，除电网企业代理购电电量外，其余电量原则上不作调整。

　　（2）清洁能源挂牌交易。由省调统调风电、核电和批发用户、售电公司、电网企业代理购电参与。风电、核电每月挂牌电量另行明确。批发用户、售电公司参加清洁能源挂牌交易的电量限额按照交易组织月的最近一次省内实际月度结算市场化电量确定，电网企业代理购电参加清洁能源挂牌交易的电量限额参考交易组织月的最近一次省内实际月度结算市场化电量等确定。

　　（3）绿电双边协商交易。按照我省绿色电力交易试点方案和实施细则组织开展。

　　（4）发用电两侧合同转让双边协商交易。由燃煤发电、三余发电、独立新型储能、核电和批发用户、售电公司参与。

　　（5）集中竞价交易。由燃煤发电、三余发电、独立新型储能、核电和批发用户、售电公司参与。

　　（6）电网企业代理购电挂牌交易。由燃煤发电、三余发电、独立新型储能和电网企业代理购电参与，摘牌电量不足部分由当次交易准入机组按剩余限额等比例分摊。

　　2.月内交易

　　（1）滚动撮合交易。由燃煤发电、三余发电、独立新型储能、核电和批发用户、售电公司参与，按旬组织开展。发电企业、批发用户、售电公司可根据发用电计划变化情况，选择作为购电方或售电方，但每批次交易仅可选定一个交易方向（购电或售电）。

　　（2）电网企业代理购电挂牌交易。参照月度电网企业代理购电挂牌交易组织方式开展。

　　（3）发用电两侧合同转让双边协商交易。每月下旬组织开展，由燃煤发电、三余发电、独立新型储能、核电和批发用户、售电公司参与。

电力用户参与电力现货市场结算试运行时，在年度中长期交易合同曲线分解的基础上，根据结算试运行持续时长，合理制定月度及月内各交易品种交易组织或曲线形成方式，并在结算试运行方案中予以明确。

　　五、交易价格

　　（一）直接交易用户用电价格由购电价格、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加等组成，输配电价执行固定目录电价。

　　（二）电网代购用户价格按照电网企业代理购电相关规定执行。

　　（三）双边协商交易的交易价格由交易双方自主协商确定，鼓励燃煤发电企业与批发用户、售电公司在双边交易合同中约定购电价格与煤炭价格挂钩联动的浮动机制，可通过每月开展的合同调整交易进行协商调整；集中竞价交易、挂牌交易的交易价格分别以统一出清价格和挂牌价格为准；滚动撮合交易每成交对的交易价格为购、售双方申报价格的算术平均值。

　　（四）电网企业代理购电年度挂牌交易，以本年度集中竞价交易价格作为挂牌购电价格；电网企业代理购电月度、月内挂牌交易，以最近一次月度集中竞价交易加权平均价格作为挂牌购电价格。

　　（五）已直接参与市场交易在无正当理由情况下改由电网企业代理购电的用户，拥有燃煤发电自备电厂并由电网企业代理购电的用户，暂不能直接参与市场交易由电网企业代理购电的高耗能用户，购电价格按电网企业代理购电价格的1.5倍执行。

　　（六）电力用户未参与电力现货市场结算试运行时，燃煤发电机组市场化交易价格在我省燃煤发电基准价基础上，上下浮动需符合国家相关规定，高耗能企业市场交易电价上浮不受限制，如遇国家政策调整，按国家最新政策执行。

　　（七）燃煤发电机组市场化交易价格不包含容量电价，容量电价按照国家和省内有关政策执行。

　　六、交易安排

2023年12月起组织2024年年度交易。1、2月月度及月内交易是年度交易组织情况另行明确，3月及后续月份交易按当月交易时序组织开展。

　　七、计量与结算

　　2024年，考虑与我省电力现货市场建设同步，中长期交易在电力用户未参与电力现货市场结算试运行时，交易成交电量为交易履约期内的总电量，交易价格为平时段价格；电力用户参与电力现货市场结算试运行时，中长期交易应与现货交易充分衔接。

　　（一）电力用户未参与电力现货市场结算试运行时，所有参与市场交易的发电企业和电力用户抄表起止时间统一为每月1日0时至该月最后一日24时，电力用户按照分时电价政策时段划分标准开展计量和抄表；电力用户参与电力现货市场结算试运行时，现货运行日发电企业和电力用户按照24个时段开展计量和抄表。不具备分时段计量采集条件的，暂按照各时段电量均分的原则形成分时段电量。

　　（二）电力用户未参与电力现货市场结算试运行时，市场交易合同未申报用电曲线或市场电价峰谷比例低于政策性峰谷比例，结算时购电价格按省价格主管部门确定的分时段和价格比例系数执行。发电侧各时段结算价格均为交易成交价格（即平时段交易价格）。

　　（三）发电企业、批发用户、售电公司、电网企业代理购电按照全月电量开展结算和偏差考核，并月清月结。偏差考核费用处理的相关规定另行制定。

　　八、有关事项及要求

　　（一）批发用户年度交易电量限额为其2023年度购电量的80%；售电公司年度交易电量限额为其所有代理零售用户2023年度购电量之和的80%，并符合资产和履约保函（保险）相关要求；电网企业代理购电年度交易电量限额为电网代理工商业购电2023年度市场化购电量的80%。

　　因并户删除的用电单元纳入主户计算，其余已删除或未生效的用电单元不纳入计算范围；对2022年12月后新投产企业，其2023年度市场化购电量按照2023年最大用电月份日均用电量乘以365天计算。

　　（二）直接交易用户2024年年度中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的80%。燃煤发电企业2024年年度中长期合同签约电量应不低于上一年实际发电量的80%，未按要求执行的另行研究处理。电力用户参与电力现货市场结算试运行时，直接交易用户中长期合同签约电量比例应不低于实际用电量的95%，具体另行明确。

　　（三）清洁能源挂牌交易采用按等比例方式出清。参加清洁能源挂牌交易的风电机组应按照交易电量限额足额开展交易，未完成交易的电量另行研究处理。

　　（四）保安全、保供热、保供应等必开机组签订足额中长期合同，省调直调热电联产机组年度交易限额按不少于4500小时计算。上述机组如无法足额签订中长期合同，调度机构可按需调用机组。

　　（五）为增强我省电力保供能力，应急备用机组可按照我省相关电力市场化交易规定，参照常规燃煤机组参与市场交易。如后续国家政策变动，按最新政策执行。

　　（六）依据国家信息公开有关规定，加强市场信息披露规范管理，重点加强批发、零售市场信息合规披露与公开管理，建立并完善售电公司运营评价和管理体系。交易中心应持续提升零售侧管理和服务工作，加强电力零售商城服务平台建设，根据市场需要逐步丰富零售套餐品种，适时修订零售市场合同范本，规范开展售电公司运营评价和结果应用工作。

　　（七）电网企业和交易中心要组织好用户入市工作，细化各项工作流程，应制定用电单元管理的相关办法，切实落实好组织用户侧进市场的主体责任。电网企业应加强市场准入与退出相关用电单元管理工作，每半年开展自查评估并向省发改委、福建能源监管办报告。电网企业应保障本方案要求的分时段计量条件满足市场运营要求，实现电网企业信息系统与交易平台数据贯通，确保交易顺利推进。

　　（八）省发改委会同福建能源监管办按照各自职责分工，协调处理电力市场运行中出现的问题。对交易组织实施全过程进行监督，加强事中、事后监管，维持市场正常秩序。

2024年福建省电力中长期市场交易方案

（征求意见稿）解读说明

一、出台依据

根据《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、《国家发展改革委、国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），以及国家发展改革委2024年电力中长期合同签订履约工作等文件要求，结合福建省实际，起草《2024年福建省电力中长期市场交易方案（征求意见稿）》（以下简称《方案》）。

二、目标任务

贯彻落实国家发展改革委、国家能源局关于加快推进电力现货市场建设的工作要求，按照“安全稳定、统筹兼顾、平稳有序”原则，统筹推动中长期市场与现货市场有效衔接，健全中长期交易灵活调整机制，持续完善交易品种设计，保障市场平稳健康运行。

三、范围期限

实施范围：所有参与电力市场化交易的发电企业、电力用户、售电公司。

有效期限：2024年1—12月。

四、主要内容

《方案》设置基本原则、经营主体、交易电量规模、交易组织、交易价格、交易安排、计量与结算、有关事项及要求等8个章节，明确参与交易的经营主体、交易组织、交易价格等相关事宜，以及年度交易时间安排和签约电量等事项。