福建省發(fā)展和改革委員會、國家能源局福建監(jiān)管辦公室印發(fā)了《2024年福建省電力中長期市場交易方案》。該方案于12月初開始征求意見，目前獲得正式通過。
根據(jù)該方案，獨立新型儲能電站，可參與市場交易。獨立儲能可參與的電力交易包括：
年度交易：集中競價交易、電網(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌交易；
月度交易：發(fā)用電兩側合同轉讓雙邊協(xié)商交易、集中競價交易和電網(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌交易；
月內(nèi)交易：滾動撮合交易、電網(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌交易和發(fā)用電兩側合同轉讓雙邊協(xié)商交易。
對于電力用戶，方案規(guī)定：10千伏及以上工商業(yè)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(yè)用戶直接參與市場交易
暫未直接參與市場交易的工商業(yè)用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，電網(wǎng)企業(yè)按照相關規(guī)定和要求開展代理購電工作。
推動新增10千伏及以上工商業(yè)用戶，原則上自并網(wǎng)運行起6個月內(nèi)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(yè)用戶）。
2024年福建省電力中長期市場交易方案
根據(jù)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(tǒng)，保障電力安全穩(wěn)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(fā)展改革委、國家能源局關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號）等文件精神，根據(jù)《國家發(fā)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(fā)改運行〔2023〕1662號）等工作要求，發(fā)揮電力中長期交易保供穩(wěn)價作用，健全電力中長期市場與現(xiàn)貨市場有序銜接的市場體系，推進新型電力系統(tǒng)建設。
二、經(jīng)營主體
（一）發(fā)電企業(yè)
已投入商業(yè)運營且符合市場準入條件的發(fā)電企業(yè)，經(jīng)注冊生效后可參與市場交易，具體包括：
1.燃煤發(fā)電機組（含熱電聯(lián)產(chǎn)機組、地方小火電和余量上網(wǎng)的燃煤自備機組，下同）原則上全部上網(wǎng)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(wǎng)電量參與市場交易。
3.省調統(tǒng)調集中式風電機組部分上網(wǎng)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(fā)電機組（以下簡稱三余發(fā)電機組）參照地方小火電、余量上網(wǎng)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(fā)電、華龍一號等核電機組、生物質發(fā)電上網(wǎng)電量和市場合約外的風電、光伏發(fā)電機組上網(wǎng)電量用于保障居民、農(nóng)業(yè)優(yōu)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(wǎng)企業(yè)代理購電用戶（以下簡稱電網(wǎng)代購用戶）。其中，直接交易用戶包括直接向發(fā)電企業(yè)購電的批發(fā)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(fā)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(yè)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(yè)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(yè)用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，電網(wǎng)企業(yè)按照相關規(guī)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(yè)用戶，原則上自并網(wǎng)運行起6個月內(nèi)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(yè)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(fā)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(yè)務的履約截止時間統(tǒng)一為2024年12月31日。
3.優(yōu)選資產(chǎn)良好、經(jīng)營穩(wěn)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(guī)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(guī)模
2024年，全省電力市場直接交易規(guī)模約2160億千瓦時。參與市場交易的主要發(fā)電機組交易電量預測如下：
（一）燃煤發(fā)電機組及三余發(fā)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(tǒng)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(nèi)3個周期組織開展，交易方式包括雙邊協(xié)商、掛牌、集中競價、滾動撮合等。2024年，根據(jù)我省現(xiàn)貨市場建設推進情況，優(yōu)化中長期分時段交易機制，推動中長期市場按工作日連續(xù)運營，實現(xiàn)電力中長期市場與現(xiàn)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(xié)商、集中競價、電網(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌交易。其中：
1.清潔能源掛牌交易。由省調統(tǒng)調風電、核電和批發(fā)用戶、售電公司、電網(wǎng)企業(yè)代理購電參與。購售兩側掛牌成交電量統(tǒng)一均分至1—12月。
2.雙邊協(xié)商交易。由燃煤發(fā)電、核電和批發(fā)用戶、售電公司參與。
3.集中競價交易。由燃煤發(fā)電、三余發(fā)電、獨立新型儲能和批發(fā)用戶、售電公司參與。購售兩側集中競價成交電量統(tǒng)一均分至1—12月。
4.電網(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌交易。由燃煤發(fā)電、三余發(fā)電、獨立新型儲能和電網(wǎng)企業(yè)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(tǒng)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(xié)商交易電量預測為70億千瓦時；燃煤發(fā)電等電源類型參與雙邊協(xié)商、集中競價、電網(wǎng)企業(yè)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(fā)布為準。
（二）月度及月內(nèi)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(xié)商、發(fā)用電兩側合同轉讓雙邊協(xié)商、集中競價、電網(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌交易。月內(nèi)交易主要開展?jié)L動撮合、電網(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌、發(fā)用電兩側合同轉讓雙邊協(xié)商交易。
1.月度交易
（1）合同調整交易。對于年度雙邊協(xié)商交易，在確保后續(xù)月份合同總電量不變的情況下，雙方可協(xié)商調整月度合同電量，具體由燃煤發(fā)電、核電和批發(fā)用戶、售電公司參與。年度集中交易合同中，除電網(wǎng)企業(yè)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(tǒng)調風電、核電和批發(fā)用戶、售電公司、電網(wǎng)企業(yè)代理購電參與。批發(fā)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(nèi)實際月度結算市場化電量確定，電網(wǎng)企業(yè)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(nèi)實際月度結算市場化電量等確定。
（3）綠電雙邊協(xié)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(fā)用電兩側合同轉讓雙邊協(xié)商交易。由燃煤發(fā)電、三余發(fā)電、獨立新型儲能、核電和批發(fā)用戶、售電公司參與。
（5）集中競價交易。由燃煤發(fā)電、三余發(fā)電、獨立新型儲能、核電和批發(fā)用戶、售電公司參與。
（6）電網(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌交易。由燃煤發(fā)電、三余發(fā)電、獨立新型儲能和電網(wǎng)企業(yè)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(nèi)交易
（1）滾動撮合交易。由燃煤發(fā)電、三余發(fā)電、獨立新型儲能、核電和批發(fā)用戶、售電公司參與，按旬組織開展。發(fā)電企業(yè)、批發(fā)用戶、售電公司可根據(jù)發(fā)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(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌交易。參照月度電網(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌交易組織方式開展。
（3）發(fā)用電兩側合同轉讓雙邊協(xié)商交易。每月下旬組織開展，由燃煤發(fā)電、三余發(fā)電、獨立新型儲能、核電和批發(fā)用戶、售電公司參與。
電力用戶參與電力現(xiàn)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(jù)結算試運行持續(xù)時長，合理制定月度及月內(nèi)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(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、輸配電價、系統(tǒng)運行費用、政府性基金及附加等組成，輸配電價執(zhí)行固定目錄電價。
（二）電網(wǎng)代購用戶價格按照電網(wǎng)企業(yè)代理購電相關規(guī)定執(zhí)行。
（三）雙邊協(xié)商交易的交易價格由交易雙方自主協(xié)商確定，鼓勵燃煤發(fā)電企業(yè)與批發(fā)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(lián)動的浮動機制，可通過每月開展的合同調整交易進行協(xié)商調整；集中競價交易、掛牌交易的交易價格分別以統(tǒng)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(wǎng)企業(yè)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(wǎng)企業(yè)代理購電月度、月內(nèi)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(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶，擁有燃煤發(fā)電自備電廠并由電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶，暫不能直接參與市場交易由電網(wǎng)企業(yè)代理購電的高耗能用戶，購電價格按電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格的1.5倍執(zhí)行。
（六）燃煤發(fā)電機組市場化交易價格在我省燃煤發(fā)電基準價基礎上，上下浮動需符合國家相關規(guī)定，高耗能企業(yè)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(zhí)行。
（七）燃煤發(fā)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(nèi)有關政策執(zhí)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(nèi)交易視年度交易組織情況另行明確，3月及后續(xù)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(xiàn)貨市場建設同步，電力用戶未參與電力現(xiàn)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(nèi)的總電量，交易價格為平時段價格；電力用戶參與電力現(xiàn)貨市場結算試運行時，中長期交易應與現(xiàn)貨交易充分銜接。
（一）電力用戶未參與電力現(xiàn)貨市場結算試運行時，所有參與市場交易的發(fā)電企業(yè)和電力用戶抄表起止時間統(tǒng)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(xiàn)貨市場結算試運行時，現(xiàn)貨運行日發(fā)電企業(yè)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(xiàn)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(shù)執(zhí)行。發(fā)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(fā)電企業(yè)、批發(fā)用戶、售電公司、電網(wǎng)企業(yè)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(guī)定另行制定。
八、有關事項及要求
（一）批發(fā)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(chǎn)和履約保函（保險）相關要求；電網(wǎng)企業(yè)代理購電年度交易電量限額為電網(wǎng)代理工商業(yè)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(chǎn)企業(yè)，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(fā)電企業(yè)2024年年度中長期合同簽約電量應不低于上一年度實際發(fā)電量的80%，未按要求執(zhí)行的另行研究處理。電力用戶參與電力現(xiàn)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(lián)產(chǎn)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(jù)國家信息公開有關規(guī)定，加強市場信息披露規(guī)范管理，重點加強批發(fā)、零售市場信息合規(guī)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(xù)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(jù)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(guī)范開展售電公司運營評價和結果應用工作。
（六）電網(wǎng)企業(yè)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(wǎng)企業(yè)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(fā)改委、福建能源監(jiān)管辦報告。電網(wǎng)企業(yè)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(xiàn)電網(wǎng)企業(yè)信息系統(tǒng)與交易平臺數(shù)據(jù)貫通，確保交易順利推進。
（七）省發(fā)改委會同福建能源監(jiān)管辦按照各自職責分工，協(xié)調處理電力市場運行中出現(xiàn)的問題。對交易組織實施全過程進行監(jiān)督，加強事中、事后監(jiān)管，維持市場正常秩序。
根據(jù)該方案，獨立新型儲能電站，可參與市場交易。獨立儲能可參與的電力交易包括：
年度交易：集中競價交易、電網(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌交易；
月度交易：發(fā)用電兩側合同轉讓雙邊協(xié)商交易、集中競價交易和電網(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌交易；
月內(nèi)交易：滾動撮合交易、電網(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌交易和發(fā)用電兩側合同轉讓雙邊協(xié)商交易。
對于電力用戶，方案規(guī)定：10千伏及以上工商業(yè)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(yè)用戶直接參與市場交易
暫未直接參與市場交易的工商業(yè)用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，電網(wǎng)企業(yè)按照相關規(guī)定和要求開展代理購電工作。
推動新增10千伏及以上工商業(yè)用戶，原則上自并網(wǎng)運行起6個月內(nèi)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(yè)用戶）。
2024年福建省電力中長期市場交易方案
根據(jù)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(tǒng)，保障電力安全穩(wěn)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(fā)展改革委、國家能源局關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號）等文件精神，根據(jù)《國家發(fā)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(fā)改運行〔2023〕1662號）等工作要求，發(fā)揮電力中長期交易保供穩(wěn)價作用，健全電力中長期市場與現(xiàn)貨市場有序銜接的市場體系，推進新型電力系統(tǒng)建設。
二、經(jīng)營主體
（一）發(fā)電企業(yè)
已投入商業(yè)運營且符合市場準入條件的發(fā)電企業(yè)，經(jīng)注冊生效后可參與市場交易，具體包括：
1.燃煤發(fā)電機組（含熱電聯(lián)產(chǎn)機組、地方小火電和余量上網(wǎng)的燃煤自備機組，下同）原則上全部上網(wǎng)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(wǎng)電量參與市場交易。
3.省調統(tǒng)調集中式風電機組部分上網(wǎng)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(fā)電機組（以下簡稱三余發(fā)電機組）參照地方小火電、余量上網(wǎng)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(fā)電、華龍一號等核電機組、生物質發(fā)電上網(wǎng)電量和市場合約外的風電、光伏發(fā)電機組上網(wǎng)電量用于保障居民、農(nóng)業(yè)優(yōu)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(wǎng)企業(yè)代理購電用戶（以下簡稱電網(wǎng)代購用戶）。其中，直接交易用戶包括直接向發(fā)電企業(yè)購電的批發(fā)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(fā)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(yè)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(yè)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(yè)用戶由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，電網(wǎng)企業(yè)按照相關規(guī)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(yè)用戶，原則上自并網(wǎng)運行起6個月內(nèi)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(yè)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(fā)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(yè)務的履約截止時間統(tǒng)一為2024年12月31日。
3.優(yōu)選資產(chǎn)良好、經(jīng)營穩(wěn)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(guī)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(guī)模
2024年，全省電力市場直接交易規(guī)模約2160億千瓦時。參與市場交易的主要發(fā)電機組交易電量預測如下：
（一）燃煤發(fā)電機組及三余發(fā)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(tǒng)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(nèi)3個周期組織開展，交易方式包括雙邊協(xié)商、掛牌、集中競價、滾動撮合等。2024年，根據(jù)我省現(xiàn)貨市場建設推進情況，優(yōu)化中長期分時段交易機制，推動中長期市場按工作日連續(xù)運營，實現(xiàn)電力中長期市場與現(xiàn)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(xié)商、集中競價、電網(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌交易。其中：
1.清潔能源掛牌交易。由省調統(tǒng)調風電、核電和批發(fā)用戶、售電公司、電網(wǎng)企業(yè)代理購電參與。購售兩側掛牌成交電量統(tǒng)一均分至1—12月。
2.雙邊協(xié)商交易。由燃煤發(fā)電、核電和批發(fā)用戶、售電公司參與。
3.集中競價交易。由燃煤發(fā)電、三余發(fā)電、獨立新型儲能和批發(fā)用戶、售電公司參與。購售兩側集中競價成交電量統(tǒng)一均分至1—12月。
4.電網(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌交易。由燃煤發(fā)電、三余發(fā)電、獨立新型儲能和電網(wǎng)企業(yè)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(tǒng)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(xié)商交易電量預測為70億千瓦時；燃煤發(fā)電等電源類型參與雙邊協(xié)商、集中競價、電網(wǎng)企業(yè)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(fā)布為準。
（二）月度及月內(nèi)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(xié)商、發(fā)用電兩側合同轉讓雙邊協(xié)商、集中競價、電網(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌交易。月內(nèi)交易主要開展?jié)L動撮合、電網(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌、發(fā)用電兩側合同轉讓雙邊協(xié)商交易。
1.月度交易
（1）合同調整交易。對于年度雙邊協(xié)商交易，在確保后續(xù)月份合同總電量不變的情況下，雙方可協(xié)商調整月度合同電量，具體由燃煤發(fā)電、核電和批發(fā)用戶、售電公司參與。年度集中交易合同中，除電網(wǎng)企業(yè)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(tǒng)調風電、核電和批發(fā)用戶、售電公司、電網(wǎng)企業(yè)代理購電參與。批發(fā)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(nèi)實際月度結算市場化電量確定，電網(wǎng)企業(yè)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(nèi)實際月度結算市場化電量等確定。
（3）綠電雙邊協(xié)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(fā)用電兩側合同轉讓雙邊協(xié)商交易。由燃煤發(fā)電、三余發(fā)電、獨立新型儲能、核電和批發(fā)用戶、售電公司參與。
（5）集中競價交易。由燃煤發(fā)電、三余發(fā)電、獨立新型儲能、核電和批發(fā)用戶、售電公司參與。
（6）電網(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌交易。由燃煤發(fā)電、三余發(fā)電、獨立新型儲能和電網(wǎng)企業(yè)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(nèi)交易
（1）滾動撮合交易。由燃煤發(fā)電、三余發(fā)電、獨立新型儲能、核電和批發(fā)用戶、售電公司參與，按旬組織開展。發(fā)電企業(yè)、批發(fā)用戶、售電公司可根據(jù)發(fā)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(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌交易。參照月度電網(wǎng)企業(yè)代理購電掛牌交易組織方式開展。
（3）發(fā)用電兩側合同轉讓雙邊協(xié)商交易。每月下旬組織開展，由燃煤發(fā)電、三余發(fā)電、獨立新型儲能、核電和批發(fā)用戶、售電公司參與。
電力用戶參與電力現(xiàn)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(jù)結算試運行持續(xù)時長，合理制定月度及月內(nèi)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(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、輸配電價、系統(tǒng)運行費用、政府性基金及附加等組成，輸配電價執(zhí)行固定目錄電價。
（二）電網(wǎng)代購用戶價格按照電網(wǎng)企業(yè)代理購電相關規(guī)定執(zhí)行。
（三）雙邊協(xié)商交易的交易價格由交易雙方自主協(xié)商確定，鼓勵燃煤發(fā)電企業(yè)與批發(fā)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(lián)動的浮動機制，可通過每月開展的合同調整交易進行協(xié)商調整；集中競價交易、掛牌交易的交易價格分別以統(tǒng)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(wǎng)企業(yè)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(wǎng)企業(yè)代理購電月度、月內(nèi)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(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶，擁有燃煤發(fā)電自備電廠并由電網(wǎng)企業(yè)代理購電的用戶，暫不能直接參與市場交易由電網(wǎng)企業(yè)代理購電的高耗能用戶，購電價格按電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格的1.5倍執(zhí)行。
（六）燃煤發(fā)電機組市場化交易價格在我省燃煤發(fā)電基準價基礎上，上下浮動需符合國家相關規(guī)定，高耗能企業(yè)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(zhí)行。
（七）燃煤發(fā)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(nèi)有關政策執(zhí)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(nèi)交易視年度交易組織情況另行明確，3月及后續(xù)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(xiàn)貨市場建設同步，電力用戶未參與電力現(xiàn)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(nèi)的總電量，交易價格為平時段價格；電力用戶參與電力現(xiàn)貨市場結算試運行時，中長期交易應與現(xiàn)貨交易充分銜接。
（一）電力用戶未參與電力現(xiàn)貨市場結算試運行時，所有參與市場交易的發(fā)電企業(yè)和電力用戶抄表起止時間統(tǒng)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(xiàn)貨市場結算試運行時，現(xiàn)貨運行日發(fā)電企業(yè)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(xiàn)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(shù)執(zhí)行。發(fā)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(fā)電企業(yè)、批發(fā)用戶、售電公司、電網(wǎng)企業(yè)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(guī)定另行制定。
八、有關事項及要求
（一）批發(fā)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(chǎn)和履約保函（保險）相關要求；電網(wǎng)企業(yè)代理購電年度交易電量限額為電網(wǎng)代理工商業(yè)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(chǎn)企業(yè)，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(fā)電企業(yè)2024年年度中長期合同簽約電量應不低于上一年度實際發(fā)電量的80%，未按要求執(zhí)行的另行研究處理。電力用戶參與電力現(xiàn)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(lián)產(chǎn)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(jù)國家信息公開有關規(guī)定，加強市場信息披露規(guī)范管理，重點加強批發(fā)、零售市場信息合規(guī)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(xù)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(jù)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(guī)范開展售電公司運營評價和結果應用工作。
（六）電網(wǎng)企業(yè)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(wǎng)企業(yè)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(fā)改委、福建能源監(jiān)管辦報告。電網(wǎng)企業(yè)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(xiàn)電網(wǎng)企業(yè)信息系統(tǒng)與交易平臺數(shù)據(jù)貫通，確保交易順利推進。
（七）省發(fā)改委會同福建能源監(jiān)管辦按照各自職責分工，協(xié)調處理電力市場運行中出現(xiàn)的問題。對交易組織實施全過程進行監(jiān)督，加強事中、事后監(jiān)管，維持市場正常秩序。
