從福建省工信廳獲悉：據福建省工信廳、省發改委、國家能源局福建監管辦近日聯合發布的《關于印發2021年電力市場交易方案的通知》，2021年福建省電力市場直接交易電量規模約1200億千瓦時左右。電力用戶、售電公司可自主選擇多種方式開展電力市場交易。

《通知》全文如下：

省電力公司，福建電力交易中心有限公司，各有關發電企業、售電公司、電力用戶：

為推動全省電力體制改革工作深入開展，經省政府同意，現就2021年電力市場交易有關事項通知如下：

2021年全省電力市場直接交易電量計劃規模約1200億千瓦時左右。

（一）電力用戶

全省電網覆蓋范圍內（包括直供區和躉售區），符合產業和環保政策的以下企業：

1.電壓等級10kV及以上的工業用戶；

2.電壓等級10kV及以上、年用電量200萬千瓦時及以上的商業用戶；

3.已完成增量配電改革業務的試點園區和購售電業務改革試點園區內，電壓等級10kV及以上的工商業企業；

4.高速鐵路牽引用電企業，高速公路等非工業的重要用戶；

5.運營機柜超過150臺的超算中心或數據中心企業；

6.由供電企業單獨計量的5G基站用戶；

7.實施電能替代、具有示范作用的電力用戶；

（二）發電企業

符合國家建設項目審批條件并已投入商轉運行的發電企業：

1.單機容量30萬千瓦及以上統調常規燃煤發電機組；2.核電機組（暫不包括華龍一號機組）；3.統調熱電聯產機組；4.統調直調水電機組；5.省調統調風電機組。

（三）售電公司

已注冊的售電公司可以代理用戶開展市場交易。

售電公司應按規定辦理與代理用戶的綁定關系，綁定時間原則上不低于一年，自然年期間新增的綁定關系，綁定時間應截至次年年底。

售電公司應按規定提交履約保函，規避市場違約風險。

（四）其他類別

規模達到100MWh級的儲能電站。

（一）發電企業

1.省調統調水電：全年市場電量25億千瓦時。

2.省調統調風電：全年市場電量25億千瓦時，其中陸上風電20億千瓦時、海上風電5億千瓦時。

3.熱電聯產機組：全年市場電量85億千瓦時。

4.核電機組：全年市場電量275億千瓦時，可根據全省電力電量平衡情況調整。

5.常規燃煤機組：全年市場電量790億千瓦時，可根據全省電力電量平衡和其他市場電量需求等進行調整。

（二）電力用戶及售電公司

市場用戶（含售電公司）全電量開展交易。

符合準入條件自愿進入市場的用戶，2020年度購電量（以2019年12月至2020年11月購電量為準，下同）在1000萬千瓦時及以上的大用戶（含試點園區），可自主選擇在批發市場與發電企業直接交易或在零售市場向售電公司購電；2020年度購電量1000萬千瓦時以下的用戶，不參與批發市場，只進入零售市場向售電公司購電。選擇向售電公司購電的電力用戶只可選擇一家售電公司購電，避免因與多家售電公司簽訂合同而導致不必要的法律糾紛。

2020年新投產企業年度購電量按照2021年預計用電量計算，具體為投產后實際最大月用電量×12。

中長期交易總體按照年度、月度及月內三種周期安排。其中，年度交易以雙邊協商為主，掛牌為輔；月度交易以集中競價為主，雙邊協商、掛牌為輔；月內交易以滾動撮合交易為主。

電力用戶、售電公司可自主選擇多種方式開展中長期交易。

常規燃煤、核電機組以雙邊協商、月度競價為主，其他交易方式為補充。熱電、水電、風電機組主要采取掛牌交易方式。

雙邊協商交易雙方在交易申報和交易合同中除應約定交易總電量、分月電量及交易價格外，還須按分月電量每日均分、每日分24個時段、每日交易曲線相同的原則約定分時段的電量和價格。分時段約定的電量總和及加權平均價格應與約定的總電量和交易價格相等。

集中交易和月內滾動撮合交易等其他交易的月度成交電量均分至24個時段。

發用電兩側各類交易暫維持現有按交易總量、均價進行交易執行、結算和考核的方式；為培養市場主體的曲線交易意識，對市場主體的負荷曲線開展模擬測算和事后評價。

六、交易電價

參與市場交易用戶交易價格由各市場主體通過雙邊協商、平臺競價或掛牌等方式形成。

發電企業、電力用戶（含售電公司）的具體的交易價格、售電價格、購電價格等按照市場交易規則有關規定執行。

根據我省電力市場發展進程，按照國家有關電價管理和改革要求，逐步調整完善相關價格運行機制。

所有參與市場交易的電力用戶抄表時間統一為每月月末最后一日24時。

電力用戶、售電公司、發電企業各自按其合同約定的當月可結電量進行結算。交易中心每月對市場主體偏差電量考核資金進行清算，根據政府部門發布的平衡清算實施細則對購、售電兩側市場化交易不平衡電量電費進行清算。

八、與電力現貨市場的銜接

分階段推進電力現貨市場建設工作。2021年進一步深入研究我省電力市場總體方案和實施路徑，統籌完善電力市場建設相關規則，逐步推動多類電源和電力用戶進入現貨市場，逐步將電力調峰市場納入電力現貨市場。

電力用戶進入現貨市場前，保持現有中長期交易模式正常運行。同時，開展用戶側分時電量采集系統建設，逐步推動具備條件的電力用戶、售電公司有序進入電力現貨市場。

電力用戶進入現貨市場后，中長期交易形成的分時段電量和價格事項另行研究。

（一）年度掛牌交易、春節短周期交易

年度掛牌交易由符合條件的熱電、水電、風電等發電機組和有關電力用戶、售電公司參與，在購售兩側將成交電量均分到1至12月。年度掛牌交易計劃于2021年1月中旬前完成。

繼續實施春節短周期交易。春節短周期交易計劃于2021年1月中旬實施，相關事項另行明確。

（二）年度雙邊協商交易

年度雙邊協商交易由符合條件的核電、火電機組和有關電力用戶、售電公司參與，各市場主體應按照自主協商、平臺登記的方式完成交易。年度雙邊交易平臺登記計劃于2021年1月底前完成。

（三）月度和月內交易

2021年2月起，每月按照有關規定開展次月計劃調整、次月合同轉讓和集中競價交易。鑒于年度雙邊交易于1月份開展，不再組織2月的分月計劃調整、2月合同電量轉讓及1月、2月的集中競價交易。各市場主體應做好年度雙邊交易電量的月度分解。

適時開展月內交易，擬在每月同步開展月內滾動撮合交易和發用電兩側的合同電量轉讓交易，具體事項另行明確。

（一）按照國家發改委有關中長期交易合同應全量簽、長期簽、分時段簽、四方簽、規范簽和電子簽的工作要求，2021年中長期合同簽約電量應達到上年度或前三年用電水平的90-95%，且合同中應約定分時段電力、電量、電價，鼓勵簽訂1年以上長期合同；引入第四方機構見證簽約。

（二）所有市場用戶長協交易電量上限為其2020年度購電量的70%。售電公司長協交易電量上限為其代理用戶2020年度購電量的70%，且全年交易電量總額不超過全年交易電量計劃規模（1200億千瓦時）的15%。月度交易電量限額按照有關規定執行。

（三）常規燃煤機組長協交易電量按照長協電量規模的1.1倍限額，月度交易電量按可發電量扣減已成交電量進行限額；其他類型發電企業按照交易電量規模等比例安排。水電、風電應按照市場電量規模足額開展交易，未達到計劃規模的電量另行研究處理。

（四）風電、水電按照月結年清方式結算，對其市場交易偏差電量不進行考核，并采取調整基數電量的方式進行結算；對核電、常規火電因自身非計劃停運導致的負偏差電量按有關規定進行考核。

（五）發電企業、售電公司或批發市場電力用戶、電網企業之間的交易合同簽訂采用電子合同方式，由“市場主體通過交易平臺確認交易承諾書和合同示范文本+交易公告+交易結果”等三要素構成，不再簽署書面合同文本或交易結果確認單。

（六）各市場主體應按國家要求和我省可再生能源電力消納保障實施方案有關規定，承擔可再生能源電力消納責任。

（七）市場主體自愿申請退出、違規情節較輕被退出市場和負面清單退出市場的，一年內不得參與電力市場交易；被列入黑名單、強制退市的，三年內不得參與電力市場交易。

（八）建立市場協調機制，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。

（九）符合準入條件并選擇參與市場交易的電力用戶不得隨意退出市場。退出市場化交易電力用戶的供電價格在繳納輸配電價的基礎上，按我省交易規則有關規定執行。

福建省工業和信息化廳            福建省發展和改革委員會

國家能源局福建監管辦公室

2020年12月31日