1月10日，福建发改委印发《2022年福建省电力中长期市场交易方案》，方案指出：10千伏及以上工商业用户（含电化学储能电站）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。发电企业符合国家建设项目审批条件、已投入商业运行的风电机组和电化学储能电站，均可参与市场交易。

福建省发展和改革委员会 国家能源局福建监管办公室关于印发2022年福建省电力中长期市场交易方案的通知

国网福建省电力有限公司，福建电力交易中心有限公司，各发电企业、售电公司：

经省政府同意，现将《2022年福建省电力中长期市场交易方案》印发给你们，请遵照执行。具体实施过程中若遇问题，请及时向省发改委（能源局）报告。

联系人：刘冬金，联系电话：0591-87063853

福建省发展和改革委员会 国家能源局福建监管办公室

2022年1月7日

（此件主动公开）

2022年福建省电力中长期市场交易方案

为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革、电网企业代理购电等有关工作要求，加快推进电力市场化改革，保障电力安全稳定供应和市场平稳健康运行，结合我省电力市场建设实际，制定本交易方案。

一、基本原则

按照“安全稳定、统筹兼顾、平稳有序”原则，在确保电力系统安全运行和促进经济稳定增长的前提下，统筹做好发电计划放开与电力电量平衡、中长期与现货市场交易衔接，服务以新能源为主体的新型电力系统建设，促进绿色低碳发展，并充分考虑工商业用户和社会承受能力，积极稳妥推进电力市场交易工作。

二、交易电量规模

2022年，全省除居民、农业等优先购电电量由电网企业保障供应外，其余电量全部进入市场。

三、市场主体

（一）电力用户

市场化电力用户包括直接参与市场交易用户和由电网企业代理购电的用户。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。

1.10千伏及以上工商业用户（含电化学储能电站）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用户由电网企业代理购电，电网企业按相关规定与要求开展代理购电工作。

3.年用电量1000万千瓦时及以上的直接交易用户为批发用户，可自主选择与发电企业直接交易或由售电公司代理交易；其余用户为零售用户，只可选择售电公司代理交易。

（二）发电企业

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，余热余压余气发电等资源综合利用机组，下同）全部上网电量参与市场交易。

2.水电、燃气发电、生物质发电、光伏发电和市场合约外的风电电量用于保障居民、农业优先购电，华龙一号核电机组部分电量灵活安排用于优先购电。

3.核电机组全部上网电量（除华龙一号以外）参与市场交易，其中华龙一号机组用于优先购电以外的电量参与市场交易。根据全省电力电量平衡及外送情况对核电机组市场化电量进行动态调整。

4.符合国家建设项目审批条件、已投入商业运行的风电机组和电化学储能电站，均可参与市场交易。

（三）售电公司

1.已注册生效并签订代理合同、按规定办理与代理用户的绑定关系、提交履约保函的售电公司均可参与市场交易。

2.售电公司与代理用户办理绑定时间原则上不低于一年；自然年期间新增的用户，绑定时间应截至次年年底。

四、交易类型

分为年度、月度及月内3个周期和双边协商、挂牌、集中竞价、滚动撮合等4个品种，共计14个交易类型。其中：

（一）年度交易。主要开展清洁能源挂牌、双边协商和集中竞价交易。其中：

1.清洁能源挂牌交易。由享受可再生能源补贴的集中式风电、核电等发电企业和批发用户、售电公司、电网企业代理购电参与。

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。由燃煤发电和批发用户、售电公司、电网企业代理购电参与。

（二）月度交易。主要开展合同调整、清洁能源挂牌、绿电双边协商、发用电两侧合同转让和集中竞价交易。其中：

1.清洁能源挂牌交易。由享受可再生能源补贴的集中式风电、核电等发电企业和批发用户、售电公司、电网企业代理购电参与。

2.绿电双边协商交易。由未享受可再生能源补贴的风电、光伏等发电企业和批发用户、售电公司参与。

3.集中竞价交易。由燃煤发电、核电和批发用户、售电公司、电网企业代理购电参与。

4.合同调整与发用电两侧合同转让交易。由准入机组和批发用户、售电公司参与。

此外，根据需要适时开展春节短周期等其他月度交易。

（三）月内交易。主要开展发用电两侧合同转让、滚动撮合、电网企业代理购电挂牌交易。其中：

1.发用电两侧合同转让交易和滚动撮合交易。由准入机组和批发用户、售电公司参与。

2.电网企业代理购电挂牌交易。由准入机组和电网企业代理购电参与。

五、交易价格

（一）直接交易用户用电价格由市场交易电价（即电能量交易价格，下同）、输配电价、政府性基金及附加、辅助服务费用和为保障居民农业用电价格稳定的新增损益等组成。其中，输配环节电度电价按照我省输配电价执行；政府性基金及附加按照规定标准执行，由电网企业代收代缴。

（二）电网代理用户用电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、合同转让交易电价由发电企业、批发用户、售电公司自主协商确定，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。集中竞价交易、挂牌交易价格分别以统一出清价格和挂牌价格为准。

（四）2022年1—7月，峰平谷时段划分按现有方式。购电侧市场主体交易电价为平时段购电价，峰时段购电价为交易电价上浮60%，谷时段购电价为交易电价下浮60%。

（五）电网企业代理购电参与年度和月度集中竞价交易时，以报量不报价方式、作为价格接受者参与出清，其中年度集中竞价时优先出清。集中竞价未成交电量可开展补充挂牌交易，月度补充挂牌交易以最近一次月度集中竞价交易价格作为挂牌购电价格；摘牌电量不足部分由当次交易准入机组按剩余上网电量等比例分摊。

（六）电网企业代理购电参与月内挂牌交易时，以最近一次月度集中竞价交易价格作为挂牌购电价格，摘牌电量不足部分由参与当次交易的准入机组按剩余上网电量等比例分摊。

（七）按照国家规定，电网企业对相关电力用户计收功率因素考核电费。

六、交易组织

（一）2022年1月底前依次开展年度清洁能源挂牌交易、双边协商交易、集中竞价交易。

（二）2022年2月起，每月依次开展月度合同调整、清洁能源挂牌、绿电双边协商、发用电两侧合同转让、集中竞价交易。此外，2022年1月中旬开展春节短周期交易。

（三）2022年2月起，在当月月内每个完整周依次开展用电侧合同转让交易、月内发电侧合同转让交易、月内滚动撮合增量交易；每月下旬开展月内电网企业代理购电挂牌交易。

七、计量与结算

（一）所有参与市场交易的发电企业和电力用户抄表起始时间统一为每月1日0时至该月最后一日24时，并按分时段计量和抄表。

（二）发电企业市场化交易合同按照“照付不议、偏差结算”原则月结月清，合同偏差采用上下调交易或其他方式处理。2022年1—7月，发电企业按照总量、均价方式进行结算和偏差考核；购电侧市场主体按照本方案第五条交易价格中规定的峰平谷交易购电价形成方式进行结算，按交易规则进行偏差考核。

（三）2022年5月起开展全天分4个时段的模拟结算，各时段划分为：段1时段为11:00—12:00、17:00—18:00、20:00—21:00；段2时段为9:00—11:00、15:00—17:00、19:00—20:00；段3时段为7:00—9:00、12:00—15:00、18:00—19:00、21:00—23:00；段4时段为23:00—次日7:00。

根据模拟结果适时开展分4时段正式结算，4时段市场交易购电价格的各段价格系数比为1.8：1.4：1：0.45。

上述时段划分和价格系数比根据模拟运行情况分析评估后适时进行调整。

（四）2022年电网企业代理购电用户价格按照现行规定执行。每月最后一个工作日前绑定生效的零售用户和注册生效的批发用户参与次月组织的电力市场交易和结算，电网企业代理购电相应终止，由此产生的偏差责任不予考核。

（五）交易中心每月对市场主体偏差电量考核资金提供结算依据。

八、与电力现货市场的衔接

进一步加快电力现货市场建设，做好中长期交易与现货交易和辅助服务市场的有序衔接、融合。

九、有关事项及要求

（一）所有直接交易用户、电网购电用户年度长协交易电量限额为其2021年度购电量的70%；对2021年新投产企业，年度长协交易电量限额按照其2021年最大用电月份日均用电量的70%乘以365天计算。售电公司年度长协交易电量限额为其代理用户年度长协交易电量限额之和。

（二）为有序推进我省分时交易工作，2022年年度交易分1—7月及8—12月两个阶段分别组织开展。其中，1—7月交易按总量、均价方式开展，8月起视情况适时按4段开展分时交易和结算工作。

电网企业配合做好相关计量采集工作，保障2022年5月起开展4个时段模拟结算。

（三）保安全、保供热、保供应等必开机组应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，其余电量（含地方小火电、余量上网的燃煤自备机组和余热余压余气发电等资源综合利用机组）以报量不报价方式参与月度竞价，相应电量优先出清。上述机组应签订足额中长期电量合同，确无法足额签订的，调度机构可按需调用，按最近一次月度集中竞价出清价结算。

（四）应急备用机组调起期间的上网电量，按当月月度集中竞价出清价格进行结算，若当月未开展月度集中竞价，则按已开展的最近一次月度竞价价格进行结算。

（五）电网企业加快推进计量表计、数据传输系统等改造升级，4月底前完成10千伏及以上用户侧分时段用电数据查询功能，做好电网企业信息系统与交易平台数据贯通，推进用户历史用电信息在线查询，确保中长期分时段交易顺利推进，实现与电力现货市场有效衔接。

（六）选择向售电公司购电的零售用户只可选择一家售电公司购电，避免与多家售电公司签订合同导致不必要的法律纠纷。已与多家售电公司签约的，应在年度交易绑定截止前自行协商改由一家代理，否则改由电网企业代理购电，且代理购电价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行。

（七）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，以及拥有燃煤发电自备电厂且由电网企业代理购电的用户，用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加等组成。

（八）省发改委牵头制定保障居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户，下同）和农业用电价格稳定产生的新增损益（含偏差电费）等不平衡资金的清算规则，按月开展清算工作。电网企业保障居民、农业购电价格与第二监管周期输配电价核定的电网企业平均购电价格相比新增损益（含偏差电费），按月由全体工商业用户分摊或分享。

（九）省发改委会同福建能源监管办建立协调机制，快速协调处理市场运行中出现的问题。当出现违反有关规则、扰乱市场秩序等情况，影响交易正常开展时，将视情况暂停、调整或中止交易。

（十）在分时交易开展初期，为减少市场主体偏差考核，发电企业之间以及电力用户之间可签订电量互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，由另一方代发（代用）部分或全部电量，在事后补充转让交易合同，并报电力交易机构。

（十一）按照《国家发展改革委国家能源局关于印发〈售电公司管理办法〉的通知》（发改体改规〔2021〕1595号）要求，开展保底售电相关工作。

《2022年福建省电力中长期市场交易方案》政策解读

现就《2022年福建省电力中长期市场交易方案》（以下简称《方案》）政策解读如下：

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）、《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）等文件精神，按照省政府有关部署并结合实际，制定本方案。

二、目标任务

按照“安全稳定、统筹兼顾、平稳有序”原则，统筹做好发电计划放开与电力电量平衡、中长期与现货市场交易衔接，服务以新能源为主体的新型电力系统建设，促进绿色低碳发展，并充分考虑工商业用户和社会承受能力，有序平稳实现工商业用户全部进入电力市场，保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定，积极稳妥推进电力市场交易工作。

三、范围期限

范围：所有参与电力市场化交易的市场主体和电网企业代理购电；有效期限：2022年全年。

四、主要内容

为贯彻落实国家相关文件精神及工作要求，2022年电力交易要求燃煤发电企业全部上网电量通过市场化形成；推动全部10千伏及以上用户直接进入电力市场；明确用于保障居民、农业等用电价格稳定的电源及新增损益的分摊或分享方式；组织开展电力中长期分时段交易及结算工作；明确电网企业代理购电交易方式、电价形成方式。

《方案》设基本原则、交易电量规模、市场主体、交易类型、交易价格、交易组织、计量与结算、与电力现货市场的衔接、有关事项及要求等9章：

（一）明确2022年电力市场交易电量规模、各参与交易市场主体。

1.全省除居民、农业等优先购电电量由电网企业保障供应外，其余电量全部进入市场。

2.市场化电力用户包括直接参与市场交易用户和由电网企业代理购电的用户。

3.水电等其他电源用于保障居民、农业优先购电，灵活安排华龙一号核电部分电量用于优先购电。

4.燃煤发电机组、核电机组全部上网电量（除华龙一号机组部分电量外）参与市场交易。已投入商业运行的风电机组和电化学储能电站参与市场交易。

（二）明确交易类型和交易开展方式。

1.设置年度、月度及月内3个交易周期，双边协商、挂牌、集中竞价、滚动撮合等4个品种，共计14个交易类型。

2.电网企业代理购电参与除年度双边协商、月内滚动撮合等其他交易。

3.风电、光伏按享受可再生能源补贴电量和未享受可再生能源补贴电量分类参与市场化交易，按年度和月度两个周期开展。

4.为满足部分工商业用户的绿电需求，开展月度绿电双边协商交易，由未享受可再生能源补贴的风电电量参与。

（三）明确交易结算等其他事宜。

1.2022年5月起开展全天分4个时段的模拟结算，根据模拟运行情况分析评估后适时进行调整。

2.按月开展保障居民和农业用电价格稳定产生的新增损益清算工作。

3.确保保安全、保供热、保供应等必开机组签订足额中长期合同，并以报量不报价方式参与月度竞价、优先出清。