11月18日，福建省發展和改革委員會關于公開征求《2025年福建省電力中長期市場交易方案（征求意見稿）》意見的公告，公告顯示，未直接參與市場交易的水電、燃氣發電、生物質發電、核電、風電、光伏發電上網電量用于保障居民、農業優先購電。

原文如下：

福建省發展和改革委員會關于公開征求《2025年福建省電力中長期市場交易方案（征求意見稿）》意見的公告

為深入貫徹黨的二十屆三中全會精神，加快全國統一電力市場建設，充分發揮電力中長期合同的壓艙石、穩定器作用，保障電力平衡高效運行，結合我省電力市場建設實際，我委會同福建能源監管辦組織起草了《2025年福建省電力中長期市場交易方案（征求意見稿）》，現面向社會公開征求意見。征求意見時間從即日起至11月24日。請將反饋意見以電子郵件形式發至fgwnyc@fj.gov.cn。聯系人：黃浩，0591-87063671。

反饋意見請注明單位名稱（個人姓名）及聯系方式。

附件：1.2025年福建省電力中長期市場交易方案（征求意見稿）

2.《2025年福建省電力中長期市場交易方案（征求意見稿）》解讀說明

福建省發展和改革委員會

2024年11月18日

2025年福建省電力中長期市場交易方案

為貫徹落實《中共中央關于進一步全面深化改革 推進中國式現代化的決定》文件精神，深化能源管理體制改革，加快新型能源體系建設，根據國家發展改革委印發的《電力市場運行基本規則》、《國家發展改革委、國家能源局關于做好2025年電力中長期合同簽訂履約工作的通知》（××）等有關規定，結合我省電力市場規則和市場建設實際，制定本交易方案。

一、總體目標

1.保障電力安全穩定供應。落實國家電力中長期合同簽訂履約工作要求，健全中長期合同靈活履約機制，縮短交易周期、提高交易頻次，發揮電力中長期交易保供穩價作用。

2.加強各類市場銜接協同。建立中長期分時段交易連續運營體系，優化中長期交易組織模式，完善市場風險防控機制，做好中長期與現貨市場、批發與零售市場的銜接協同。

3.推進清潔能源市場化消納。有序擴大清潔能源參與市場交易規模，完善清潔能源市場化消納的政策機制，提升市場化交易組織靈活性，推動能源供給清潔低碳轉型。

二、經營主體

（一）發電企業

已注冊生效并投入商業運營的發電企業可參與市場交易，具體包括：燃煤發電（含熱電聯產、地方小火電和余量上網的燃煤自備發電，下同）；福清、寧德、漳州核電；集中式風電；余熱余壓余氣發電。

參與綠電交易的機組準入范圍參照國家及省內綠電交易有關規定執行。

未直接參與市場交易的水電、燃氣發電、生物質發電、核電、風電、光伏發電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.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.售電公司應于2025年年度批發市場開市前與零售用戶達成年度零售套餐交易、足額提交履約保函（保險），方可參與2025年年度批發市場交易。

2.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，根據福建省保底售電服務有關規定對零售用戶提供保底售電和臨時售電服務。

（四）新型經營主體

已注冊生效并投入商業運營的獨立新型儲能企業、已注冊生效的虛擬電廠（含負荷聚合商）可參與市場交易。

三、交易組織

2025年，全省電力市場直接交易規模約××億千瓦時。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。

（一）交易周期及品種

1.年度交易，主要開展年度清潔能源消納掛牌、雙邊協商、集中競價、電網企業代理購電掛牌、年度（多年）綠電雙邊協商交易。

2.月度交易，主要開展合同調整、清潔能源消納掛牌、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。

3.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。其中：滾動撮合交易按旬組織開展，其它交易每月下旬組織開展。可根據實際需要組織開展更短周期月內交易。

（二）具體組織方式

1.清潔能源消納掛牌交易。掛牌交易按照等比例方式出清。年度風電成交電量按照電網企業提供的已完成交易的最近一個完整自然年分月上網電量占比進行分解，核電成交電量按照各交易單元申報的分月電量占比進行分解。月度交易購電側交易電量限額按照交易組織月最近一次省內實際月度結算的市場化電量確定，其中電網企業代理居民、農業的交易電量限額按照交易組織月電網企業預測的缺口電量確定。

2.雙邊協商交易。發電側、購電側的交易電量、交易價格由雙方自主協商確定。其中，綠電雙邊協商交易參照綠電交易有關規定執行。

3.集中競價交易。年度集中競價交易成交電量購售兩側均按照已完成交易的最近一個完整自然年國網經營區工商業用戶售電量分月比例分解至各月。

4.電網企業代理購電掛牌交易。年度交易電網企業代理購電成交電量按照其申報的分月電量比例進行分解；月度和月內交易電網企業代理購電根據實際需要，可選擇購入電量或售出已持有的合同電量，成交電量按照等比例方式出清。

5.滾動撮合交易。每批次交易的參與主體僅可選定購電或售電一個交易方向。

6.合同調整交易。對于年度雙邊協商交易和年度（多年）綠電雙邊協商交易，雙方可協商調整分月合同電量。年度集中交易合同電量不作調整。

7.發用電兩側合同轉讓雙邊協商交易。月內交易每月下旬組織開展。

（三）年度交易電量規模

集中式風電交易電量預測為××億千瓦時；核電交易電量預測為××億千瓦時，其中參與雙邊協商交易電量預測為××億千瓦時；燃煤發電等電源類型交易電量預測合計為××億千瓦時。

批發用戶年度交易電量限額為其最近12個完整自然月（2023年11月至2024年10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最近12個完整自然月購電量之和的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最近12個完整自然月市場化購電量的80%。

年度各交易品種的電量限額以交易平臺發布為準。

（四）中長期與現貨市場銜接原則

為促進中長期和現貨交易有序銜接，電力用戶參與現貨市場結算試運行前，統一開展中長期交易存量合同曲線分解，根據不同的現貨結算試運行周期，月度、月內交易靈活按照交易總量、均價方式或分時段（帶曲線）交易方式組織開展，具體由現貨結算試運行有關通知明確。

四、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；滾動撮合交易每筆交易價格為購、售雙方申報價格的算術平均值。綠色電力交易價格包括電能量價格與綠證價格，交易價格按國家有關規定通過市場化方式形成。

（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。

五、交易安排

2024年12月起組織2025年年度交易。1月月度及月內交易視年度交易組織情況另行明確，2月及后續月份交易按當月交易時序組織開展。

六、計量與結算

（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）電力用戶未參與電力現貨市場結算試運行時，根據省內中長期交易實施細則開展結算和偏差考核，并月清月結。

（四）電力用戶參與電力現貨市場結算試運行時，根據省內現貨市場結算試運行有關通知及現貨交易實施細則開展結算。

（五）綠色電力交易根據《電力中長期交易基本規則—綠色電力交易專章》及省內綠電交易實施細則等有關規定開展結算。

（六）零售交易根據《福建省電力零售市場運營工作方案》有關規定開展結算。

（七）虛擬電廠（含負荷聚合商）聚合資源主體以可調節負荷為主的，初期參與中長期交易按照售電公司相關條款執行。

七、有關事項及要求

（一）電力用戶年度交易電量限額計算時，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2023年11月后新投產企業，年度交易電量按照最近12個完整自然月中最大用電月份的日均用電量乘以365天計算。

（二）直接交易用戶2025年年度中長期合同簽約電量應不低于最近12個完整自然月購電量的80%，并通過后續合同簽訂，保障電力中長期合同簽約電量比例不低于90%。燃煤發電企業2025年年度中長期合同簽約電量應不低于同類型機組年度預計發電量的80%，并通過后續合同簽訂，保障電力中長期合同簽約電量比例不低于90%。

（三）參加清潔能源消納掛牌交易的核電、集中式風電按照交易電量限額足額開展交易。有序推動新能源參與現貨市場結算試運行，研究新能源入市配套機制，適時研究進一步放開電源進入市場。

（四）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。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。

（五）各市場成員應按照《電力市場信息披露基本規則》，及時、準確、完整地披露電力市場信息，未按規定執行的納入相應信用評價。

（六）交易中心應持續加強批發、零售市場運營監測和風險管控，規范開展售電公司信用評價工作，對售電公司違反規則、虛假宣傳、串通報價、哄抬價格、竊取賬號、欺瞞交易等擾亂市場秩序行為及時向省發改委、福建能源監管辦報告，并采取積極措施維護市場秩序。

（七）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。電網企業應協同電力交易中心共同做好市場政策宣傳和經營主體培訓。

（八）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。