根據國家電力體制改革工作部署，為深化電力市場化改革，加快構建新型電力系統，保障電力安全穩定供應，結合我省電力市場建設實際，制定本交易方案。

　　一、基本原則

　　貫徹落實《國家發展改革委、國家能源局關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（發改體改〔2022〕118號）等文件精神，根據《國家發展改革委、國家能源局關于做好2024年電力中長期合同簽訂履約工作的通知》（發改運行〔2023〕1662號）等工作要求，發揮電力中長期交易保供穩價作用，健全電力中長期市場與現貨市場有序銜接的市場體系，推進新型電力系統建設。

　　二、經營主體

　　（一）發電企業

　　已投入商業運營且符合市場準入條件的發電企業，經注冊生效后可參與市場交易，具體包括：

　　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）原則上全部上網電量參與市場交易。

　　2.福清核電1—4號機組、寧德核電1—4號機組原則上全部上網電量參與市場交易。

　　3.省調統調集中式風電機組部分上網電量參與市場交易。

　　4.獨立新型儲能電站，可參與市場交易。

　　5.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。

　　6.參與綠電交易的機組準入范圍參照我省綠色電力交易試點方案和實施細則。

　　水電、燃氣發電、華龍一號等核電機組、生物質發電上網電量和市場合約外的風電、光伏發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（含獨立新型儲能電站）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，電網企業按照相關規定和要求開展代理購電工作。

　　3.推動新增10千伏及以上工商業用戶，原則上自并網運行起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.售電公司應在2023年10月底前注冊生效，并于2024年度批發市場開市前與零售用戶完成線上綁定或零售套餐交易、足額提交履約保函（保險），方可參與市場交易。

　　2.售電公司與零售用戶開展購售電業務的履約截止時間統一為2024年12月31日。

　　3.優選資產良好、經營穩定、無不良信用的售電公司成為保底售電公司，按國家相關規定對零售用戶承擔保底售電，具體名單另行明確。

　　三、交易電量規模

　　2024年，全省電力市場直接交易規模約2160億千瓦時。參與市場交易的主要發電機組交易電量預測如下：

　　（一）燃煤發電機組及三余發電機組：約1300億千瓦時。

　　（二）核電機組（福清核電1—4號機組、寧德核電1—4號機組）：約640億千瓦時。

　　（三）省調統調的風電機組：約220億千瓦時。

　　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。2024年，根據我省現貨市場建設推進情況，優化中長期分時段交易機制，推動中長期市場按工作日連續運營，實現電力中長期市場與現貨市場有序銜接。

　　（一）年度交易

　　主要開展清潔能源掛牌、雙邊協商、集中競價、電網企業代理購電掛牌交易。其中：

　　1.清潔能源掛牌交易。由省調統調風電、核電和批發用戶、售電公司、電網企業代理購電參與。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。

　　3.集中競價交易。由燃煤發電、三余發電、獨立新型儲能和批發用戶、售電公司參與。購售兩側集中競價成交電量統一均分至1—12月。

　　4.電網企業代理購電掛牌交易。由燃煤發電、三余發電、獨立新型儲能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。購售兩側代理購電掛牌成交電量統一均分至1—12月。

　　風電參與清潔能源掛牌交易電量預測為65億千瓦時；核電參與清潔能源掛牌交易電量預測為300億千瓦時，參與雙邊協商交易電量預測為70億千瓦時；燃煤發電等電源類型參與雙邊協商、集中競價、電網企業代理購電掛牌交易電量預測合計為1170億千瓦時。以上年度交易類型的交易電量限額以交易平臺發布為準。

　　（二）月度及月內交易

　　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、集中競價、電網企業代理購電掛牌交易。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。

　　1.月度交易

　　（1）合同調整交易。對于年度雙邊協商交易，在確保后續月份合同總電量不變的情況下，雙方可協商調整月度合同電量，具體由燃煤發電、核電和批發用戶、售電公司參與。年度集中交易合同中，除電網企業代理購電電量外，其余電量原則上不作調整。

　　（2）清潔能源掛牌交易。由省調統調風電、核電和批發用戶、售電公司、電網企業代理購電參與。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交易組織月的最近一次省內實際月度結算市場化電量確定，電網企業代理購電參加清潔能源掛牌交易的電量限額參考交易組織月的最近一次省內實際月度結算市場化電量等確定。

　　（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組織開展。

　　（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、獨立新型儲能、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、獨立新型儲能、核電和批發用戶、售電公司參與。

　　（6）電網企業代理購電掛牌交易。由燃煤發電、三余發電、獨立新型儲能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。

　　2.月內交易

　　（1）滾動撮合交易。由燃煤發電、三余發電、獨立新型儲能、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。參照月度電網企業代理購電掛牌交易組織方式開展。

　　（3）發用電兩側合同轉讓雙邊協商交易。每月下旬組織開展，由燃煤發電、三余發電、獨立新型儲能、核電和批發用戶、售電公司參與。

　　電力用戶參與電力現貨市場結算試運行時，在年度中長期交易合同曲線分解的基礎上，根據結算試運行持續時長，合理制定月度及月內各交易品種交易組織或曲線形成方式，并在結算試運行方案中予以明確。

　　五、交易價格

　　（一）直接交易用戶用電價格由購電價格、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加等組成，輸配電價執行固定目錄電價。

　　（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）電網企業代理購電年度掛牌交易，以本年度集中競價交易價格作為掛牌購電價格；電網企業代理購電月度、月內掛牌交易，以最近一次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，上下浮動需符合國家相關規定，高耗能企業市場交易電價上浮不受限制，如遇國家政策調整，按國家最新政策執行。

　　（七）燃煤發電機組市場化交易價格不包含容量電價，容量電價按照國家和省內有關政策執行。

　　六、交易安排

　　2023年12月起組織2024年年度交易。1、2月月度及月內交易視年度交易組織情況另行明確，3月及后續月份交易按當月交易時序組織開展。

　　七、計量與結算

　　2024年，考慮我省電力中長期市場與現貨市場建設同步，電力用戶未參與電力現貨市場結算試運行時，中長期交易成交電量為交易履約期內的總電量，交易價格為平時段價格；電力用戶參與電力現貨市場結算試運行時，中長期交易應與現貨交易充分銜接。

　　（一）電力用戶未參與電力現貨市場結算試運行時，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，電力用戶按照分時電價政策時段劃分標準開展計量和抄表；電力用戶參與電力現貨市場結算試運行時，現貨運行日發電企業和電力用戶按照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）電力用戶未參與電力現貨市場結算試運行時，市場交易合同未申報用電曲線以及市場電價峰谷比例低于政策性峰谷比例，結算時購電價格按省價格主管部門確定的分時段和價格比例系數執行。發電側各時段結算價格均為交易成交價格（即平時段交易價格）。

　　（三）發電企業、批發用戶、售電公司、電網企業代理購電按照全月電量開展結算和偏差考核，并月清月結。偏差考核費用處理的相關規定另行制定。

　　八、有關事項及要求

　　（一）批發用戶年度交易電量限額為其2023年度（2022年12月至2023年11月，下同）購電量的80%；售電公司年度交易電量限額為其所有代理零售用戶2023年度購電量之和的80%，并符合資產和履約保函（保險）相關要求；電網企業代理購電年度交易電量限額為電網代理工商業購電2023年度市場化購電量的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2022年12月后新投產企業，其2023年度市場化購電量按照2023年最大用電月份日均用電量乘以365天計算。

　　（二）直接交易用戶2024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2024年年度中長期合同簽約電量應不低于上一年度實際發電量的80%，未按要求執行的另行研究處理。電力用戶參與電力現貨市場結算試運行時，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）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。

　　（四）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。上述機組如無法足額簽訂中長期合同，調度機構可按需調用機組。

　　（五）依據國家信息公開有關規定，加強市場信息披露規范管理，重點加強批發、零售市場信息合規披露與公開管理，建立并完善售電公司運營評價和管理體系。交易中心應持續提升零售側管理和服務工作，加強電力零售商城服務平臺建設，根據市場需要逐步豐富零售套餐品種，適時修訂零售市場合同范本，規范開展售電公司運營評價和結果應用工作。

　　（六）電網企業和交易中心要組織好用戶入市工作，細化各項工作流程，應制定用電單元管理的相關辦法，切實落實好組織用戶側進市場的主體責任。電網企業應加強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。電網企業應保障本方案要求的分時段計量條件滿足市場運營要求，實現電網企業信息系統與交易平臺數據貫通，確保交易順利推進。

　　（七）省發改委會同福建能源監管辦按照各自職責分工，協調處理電力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。