1月11日，福建省發改委、國家能源局福建監管辦聯合印發2022年福建省電力中長期市場交易方案。方案明確，風電、光伏按享受可再生能源補貼電量和未享受可再生能源補貼電量分類參與市場化交易，按年度和月度兩個周期開展。

以下為原文：

2022年福建省電力中長期市場交易方案

為貫徹落實國家發展改革委、國家能源局關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革、電網企業代理購電等有關工作要求，加快推進電力市場化改革，保障電力安全穩定供應和市場平穩健康運行，結合我省電力市場建設實際，制定本交易方案。

一、基本原則

按照“安全穩定、統籌兼顧、平穩有序”原則，在確保電力系統安全運行和促進經濟穩定增長的前提下，統籌做好發電計劃放開與電力電量平衡、中長期與現貨市場交易銜接，服務以新能源為主體的新型電力系統建設，促進綠色低碳發展，并充分考慮工商業用戶和社會承受能力，積極穩妥推進電力市場交易工作。

二、交易電量規模

2022年，全省除居民、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。

三、市場主體

（一）電力用戶

市場化電力用戶包括直接參與市場交易用戶和由電網企業代理購電的用戶。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。

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用戶由電網企業代理購電，電網企業按相關規定與要求開展代理購電工作。

3.年用電量1000萬千瓦時及以上的直接交易用戶為批發用戶，可自主選擇與發電企業直接交易或由售電公司代理交易；其余用戶為零售用戶，只可選擇售電公司代理交易。

（二）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，余熱余壓余氣發電等資源綜合利用機組，下同）全部上網電量參與市場交易。

2.水電、燃氣發電、生物質發電、光伏發電和市場合約外的風電電量用于保障居民、農業優先購電，華龍一號核電機組部分電量靈活安排用于優先購電。

3.核電機組全部上網電量（除華龍一號以外）參與市場交易，其中華龍一號機組用于優先購電以外的電量參與市場交易。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。

4.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，均可參與市場交易。

（三）售電公司

1.已注冊生效并簽訂代理合同、按規定辦理與代理用戶的綁定關系、提交履約保函的售電公司均可參與市場交易。

2.售電公司與代理用戶辦理綁定時間原則上不低于一年；自然年期間新增的用戶，綁定時間應截至次年年底。

四、交易類型

分為年度、月度及月內3個周期和雙邊協商、掛牌、集中競價、滾動撮合等4個品種，共計14個交易類型。其中：

（一）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。由享受可再生能源補貼的集中式風電、核電等發電企業和批發用戶、售電公司、電網企業代理購電參與。

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。由燃煤發電和批發用戶、售電公司、電網企業代理購電參與。

（二）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。由享受可再生能源補貼的集中式風電、核電等發電企業和批發用戶、售電公司、電網企業代理購電參與。

2.綠電雙邊協商交易。由未享受可再生能源補貼的風電、光伏等發電企業和批發用戶、售電公司參與。

3.集中競價交易。由燃煤發電、核電和批發用戶、售電公司、電網企業代理購電參與。

4.合同調整與發用電兩側合同轉讓交易。由準入機組和批發用戶、售電公司參與。

此外，根據需要適時開展春節短周期等其他月度交易。

（三）月內交易。主要開展發用電兩側合同轉讓、滾動撮合、電網企業代理購電掛牌交易。其中：

1.發用電兩側合同轉讓交易和滾動撮合交易。由準入機組和批發用戶、售電公司參與。

2.電網企業代理購電掛牌交易。由準入機組和電網企業代理購電參與。

五、交易價格

（一）直接交易用戶用電價格由市場交易電價（即電能量交易價格，下同）、輸配電價、政府性基金及附加、輔助服務費用和為保障居民農業用電價格穩定的新增損益等組成。其中，輸配環節電度電價按照我省輸配電價執行；政府性基金及附加按照規定標準執行，由電網企業代收代繳。

（二）電網代理用戶用電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、合同轉讓交易電價由發電企業、批發用戶、售電公司自主協商確定，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。集中競價交易、掛牌交易價格分別以統一出清價格和掛牌價格為準。

（四）2022年1—7月，峰平谷時段劃分按現有方式。購電側市場主體交易電價為平時段購電價，峰時段購電價為交易電價上浮60%，谷時段購電價為交易電價下浮60%。

（五）電網企業代理購電參與年度和月度集中競價交易時，以報量不報價方式、作為價格接受者參與出清，其中年度集中競價時優先出清。集中競價未成交電量可開展補充掛牌交易，月度補充掛牌交易以最近一次月度集中競價交易價格作為掛牌購電價格；摘牌電量不足部分由當次交易準入機組按剩余上網電量等比例分攤。

（六）電網企業代理購電參與月內掛牌交易時，以最近一次月度集中競價交易價格作為掛牌購電價格，摘牌電量不足部分由參與當次交易的準入機組按剩余上網電量等比例分攤。

（七）按照國家規定，電網企業對相關電力用戶計收功率因素考核電費。

六、交易組織

（一）2022年1月底前依次開展年度清潔能源掛牌交易、雙邊協商交易、集中競價交易。

（二）2022年2月起，每月依次開展月度合同調整、清潔能源掛牌、綠電雙邊協商、發用電兩側合同轉讓、集中競價交易。此外，2022年1月中旬開展春節短周期交易。

（三）2022年2月起，在當月月內每個完整周依次開展用電側合同轉讓交易、月內發電側合同轉讓交易、月內滾動撮合增量交易；每月下旬開展月內電網企業代理購電掛牌交易。

七、計量與結算

（一）所有參與市場交易的發電企業和電力用戶抄表起始時間統一為每月1日0時至該月最后一日24時，并按分時段計量和抄表。

（二）發電企業市場化交易合同按照“照付不議、偏差結算”原則月結月清，合同偏差采用上下調交易或其他方式處理。2022年1—7月，發電企業按照總量、均價方式進行結算和偏差考核；購電側市場主體按照本方案第五條交易價格中規定的峰平谷交易購電價形成方式進行結算，按交易規則進行偏差考核。

（三）2022年5月起開展全天分4個時段的模擬結算，各時段劃分為：段1時段為11:00—12:00、17:00—18:00、20:00—21:00；段2時段為9:00—11:00、15:00—17:00、19:00—20:00；段3時段為7:00—9:00、12:00—15:00、18:00—19:00、21:00—23:00；段4時段為23:00—次日7:00。

根據模擬結果適時開展分4時段正式結算，4時段市場交易購電價格的各段價格系數比為1.8：1.4：1：0.45。

上述時段劃分和價格系數比根據模擬運行情況分析評估后適時進行調整。

（四）2022年電網企業代理購電用戶價格按照現行規定執行。每月最后一個工作日前綁定生效的零售用戶和注冊生效的批發用戶參與次月組織的電力市場交易和結算，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。

（五）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。

八、與電力現貨市場的銜接

進一步加快電力現貨市場建設，做好中長期交易與現貨交易和輔助服務市場的有序銜接、融合。

九、有關事項及要求

（一）所有直接交易用戶、電網購電用戶年度長協交易電量限額為其2021年度購電量的70%；對2021年新投產企業，年度長協交易電量限額按照其2021年最大用電月份日均用電量的70%乘以365天計算。售電公司年度長協交易電量限額為其代理用戶年度長協交易電量限額之和。

（二）為有序推進我省分時交易工作，2022年年度交易分1—7月及8—12月兩個階段分別組織開展。其中，1—7月交易按總量、均價方式開展，8月起視情況適時按4段開展分時交易和結算工作。

電網企業配合做好相關計量采集工作，保障2022年5月起開展4個時段模擬結算。

（三）保安全、保供熱、保供應等必開機組應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，其余電量（含地方小火電、余量上網的燃煤自備機組和余熱余壓余氣發電等資源綜合利用機組）以報量不報價方式參與月度競價，相應電量優先出清。上述機組應簽訂足額中長期電量合同，確無法足額簽訂的，調度機構可按需調用，按最近一次月度集中競價出清價結算。

（四）應急備用機組調起期間的上網電量，按當月月度集中競價出清價格進行結算，若當月未開展月度集中競價，則按已開展的最近一次月度競價價格進行結算。

（五）電網企業加快推進計量表計、數據傳輸系統等改造升級，4月底前完成10千伏及以上用戶側分時段用電數據查詢功能，做好電網企業信息系統與交易平臺數據貫通，推進用戶歷史用電信息在線查詢，確保中長期分時段交易順利推進，實現與電力現貨市場有效銜接。

（六）選擇向售電公司購電的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前自行協商改由一家代理，否則改由電網企業代理購電，且代理購電價格按電網企業代理其他用戶購電價格的1.5倍執行。

（七）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，以及擁有燃煤發電自備電廠且由電網企業代理購電的用戶，用電價格由電網企業代理購電價格的1.5倍、輸配電價、政府性基金及附加等組成。

（八）省發改委牽頭制定保障居民（含執行居民電價的學校、社會福利機構、社區服務中心等公益性事業用戶，下同）和農業用電價格穩定產生的新增損益（含偏差電費）等不平衡資金的清算規則，按月開展清算工作。電網企業保障居民、農業購電價格與第二監管周期輸配電價核定的電網企業平均購電價格相比新增損益（含偏差電費），按月由全體工商業用戶分攤或分享。

（九）省發改委會同福建能源監管辦建立協調機制，快速協調處理市場運行中出現的問題。當出現違反有關規則、擾亂市場秩序等情況，影響交易正常開展時，將視情況暫停、調整或中止交易。

（十）在分時交易開展初期，為減少市場主體偏差考核，發電企業之間以及電力用戶之間可簽訂電量互保協議，一方因特殊原因無法履行合同電量時，由另一方代發（代用）部分或全部電量，在事后補充轉讓交易合同，并報電力交易機構。

（十一）按照《國家發展改革委國家能源局關于印發〈售電公司管理辦法〉的通知》（發改體改規〔2021〕1595號）要求，開展保底售電相關工作。