【电力】福建2021年电力市场交易方案发布（附通知）

华气能源猎头 2022-04-22

原标题：重磅！福建2021年电力市场交易方案发布

来源：国际能源网

近日，福建省工信厅、福建省发改委、国家能源局福建监管办联合发布了《关于印发2021年电力市场交易方案的通知》（闽工信能源〔2020〕170号，以下简称《通知》），提出2021年全省电力市场直接交易电量规模约1200亿千瓦时左右，电力用户、售电公司可自主选择多种方式开展电力市场交易。

《通知》对各电力市场交易主体做出具体明确，其中电力用户是指全省电网覆盖范围内，符合产业和环保政策的以下7类企业：

1.电压等级10kV及以上的工业用户；
2.电压等级10kV及以上、年用电量200万千瓦时及以上的商业用户；
3.已完成增量配电改革业务的试点园区和购售电业务改革试点园区内，电压等级10kV及以上的工商业企业；
4.高速铁路牵引用电企业，高速公路等非工业的重要用户；
5.运营机柜超过150台的超算中心或数据中心企业；
6.由供电企业单独计量的5G基站用户；
7.实施电能替代、具有示范作用的电力用户。

发电企业是指符合国家建设项目审批条件并已投入商转运行的发电企业，主要包括：

1.单机容量30万千瓦及以上统调常规燃煤发电机组；
2.核电机组（暂不包括华龙一号机组）；
3.统调热电联产机组；
4.统调直调水电机组；
5.省调统调风电机组。

售电公司是指已注册的售电公司。另外，规模达到100MWh级的储能电站也是电力市场交易的主体之一。

在交易方式方面，《通知》明确中长期交易总体按照年度、月度及月内三种周期安排。其中，年度交易以双边协商为主，挂牌为辅；月度交易以集中竞价为主，双边协商、挂牌为辅；月内交易以滚动撮合交易为主。电力用户、售电公司可自主选择多种方式开展中长期交易。常规燃煤、核电机组以双边协商、月度竞价为主，其他交易方式为补充。热电、水电、风电机组主要采取挂牌交易方式。

为推动电力市场交易健康有序发展，《通知》还对交易电价作出具体规定，其中参与市场交易用户交易价格由各市场主体通过双边协商、平台竞价或挂牌等方式形成。发电企业、电力用户（含售电公司）的具体的交易价格、售电价格、购电价格等按照市场交易规则有关规定执行。

在计量与结算方面，《通知》明确，所有参与市场交易的电力用户抄表时间统一为每月月末最后一日24时。电力用户、售电公司、发电企业各自按其合同约定的当月可结电量进行结算。交易中心每月对市场主体偏差电量考核资金进行清算，根据政府部门发布的平衡清算实施细则对购、售电两侧市场化交易不平衡电量电费进行清算。

此外，《通知》还对其他有关事项及要求做出具体规定，为我省电力市场交易工作指明了方向，进一步激发电力市场活力，促进电力资源合理配置，夯实制造业之基。

政策原文如下：

福建省工业和信息化厅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2021年电力市场交易方案的通知

省电力公司，福建电力交易中心有限公司，各有关发电企业、售电公司、电力用户：

为推动全省电力体制改革工作深入开展，经省政府同意，现就2021年电力市场交易有关事项通知如下：

一、市场交易电量规模

2021年全省电力市场直接交易电量计划规模约1200亿千瓦时左右。

二、市场主体

（一）电力用户

全省电网覆盖范围内（包括直供区和趸售区），符合产业和环保政策的以下企业：
1.电压等级10kV及以上的工业用户；
2.电压等级10kV及以上、年用电量200万千瓦时及以上的商业用户；
3.已完成增量配电改革业务的试点园区和购售电业务改革试点园区内，电压等级10kV及以上的工商业企业；
4.高速铁路牵引用电企业，高速公路等非工业的重要用户；
5.运营机柜超过150台的超算中心或数据中心企业；
6.由供电企业单独计量的5G基站用户；
7.实施电能替代、具有示范作用的电力用户；

（二）发电企业

符合国家建设项目审批条件并已投入商转运行的发电企业：

1.单机容量30万千瓦及以上统调常规燃煤发电机组；
2.核电机组（暂不包括华龙一号机组）；
3.统调热电联产机组；
4.统调直调水电机组；
5.省调统调风电机组。

（三）售电公司

已注册的售电公司可以代理用户开展市场交易。

售电公司应按规定办理与代理用户的绑定关系，绑定时间原则上不低于一年，自然年期间新增的绑定关系，绑定时间应截至次年年底。

售电公司应按规定提交履约保函，规避市场违约风险。

（四）其他类别

规模达到100MWh级的储能电站。

三、交易电量

（一）发电企业

1.省调统调水电：全年市场电量25亿千瓦时。
2.省调统调风电：全年市场电量25亿千瓦时，其中陆上风电20亿千瓦时、海上风电5亿千瓦时。
3.热电联产机组：全年市场电量85亿千瓦时。
4.核电机组：全年市场电量275亿千瓦时，可根据全省电力电量平衡情况调整。
5.常规燃煤机组：全年市场电量790亿千瓦时，可根据全省电力电量平衡和其他市场电量需求等进行调整。

（二）电力用户及售电公司

市场用户（含售电公司）全电量开展交易。

符合准入条件自愿进入市场的用户，2020年度购电量（以2019年12月至2020年11月购电量为准，下同）在1000万千瓦时及以上的大用户（含试点园区），可自主选择在批发市场与发电企业直接交易或在零售市场向售电公司购电；2020年度购电量1000万千瓦时以下的用户，不参与批发市场，只进入零售市场向售电公司购电。选择向售电公司购电的电力用户只可选择一家售电公司购电，避免因与多家售电公司签订合同而导致不必要的法律纠纷。

2020年新投产企业年度购电量按照2021年预计用电量计算，具体为投产后实际最大月用电量×12。

四、交易方式

中长期交易总体按照年度、月度及月内三种周期安排。其中，年度交易以双边协商为主，挂牌为辅；月度交易以集中竞价为主，双边协商、挂牌为辅；月内交易以滚动撮合交易为主。

电力用户、售电公司可自主选择多种方式开展中长期交易。

常规燃煤、核电机组以双边协商、月度竞价为主，其他交易方式为补充。热电、水电、风电机组主要采取挂牌交易方式。

五、交易曲线

双边协商交易双方在交易申报和交易合同中除应约定交易总电量、分月电量及交易价格外，还须按分月电量每日均分、每日分24个时段、每日交易曲线相同的原则约定分时段的电量和价格。分时段约定的电量总和及加权平均价格应与约定的总电量和交易价格相等。

集中交易和月内滚动撮合交易等其他交易的月度成交电量均分至24个时段。

发用电两侧各类交易暂维持现有按交易总量、均价进行交易执行、结算和考核的方式；为培养市场主体的曲线交易意识，对市场主体的负荷曲线开展模拟测算和事后评价。

六、交易电价

参与市场交易用户交易价格由各市场主体通过双边协商、平台竞价或挂牌等方式形成。

发电企业、电力用户（含售电公司）的具体的交易价格、售电价格、购电价格等按照市场交易规则有关规定执行。

根据我省电力市场发展进程，按照国家有关电价管理和改革要求，逐步调整完善相关价格运行机制。

七、计量与结算

所有参与市场交易的电力用户抄表时间统一为每月月末最后一日24时。

电力用户、售电公司、发电企业各自按其合同约定的当月可结电量进行结算。交易中心每月对市场主体偏差电量考核资金进行清算，根据政府部门发布的平衡清算实施细则对购、售电两侧市场化交易不平衡电量电费进行清算。

八、与电力现货市场的衔接

分阶段推进电力现货市场建设工作。2021年进一步深入研究我省电力市场总体方案和实施路径，统筹完善电力市场建设相关规则，逐步推动多类电源和电力用户进入现货市场，逐步将电力调峰市场纳入电力现货市场。

电力用户进入现货市场前，保持现有中长期交易模式正常运行。同时，开展用户侧分时电量采集系统建设，逐步推动具备条件的电力用户、售电公司有序进入电力现货市场。

电力用户进入现货市场后，中长期交易形成的分时段电量和价格事项另行研究。

九、组织安排

（一）年度挂牌交易、春节短周期交易

年度挂牌交易由符合条件的热电、水电、风电等发电机组和有关电力用户、售电公司参与，在购售两侧将成交电量均分到1至12月。年度挂牌交易计划于2021年1月中旬前完成。

继续实施春节短周期交易。春节短周期交易计划于2021年1月中旬实施，相关事项另行明确。

（二）年度双边协商交易

年度双边协商交易由符合条件的核电、火电机组和有关电力用户、售电公司参与，各市场主体应按照自主协商、平台登记的方式完成交易。年度双边交易平台登记计划于2021年1月底前完成。

（三）月度和月内交易

2021年2月起，每月按照有关规定开展次月计划调整、次月合同转让和集中竞价交易。鉴于年度双边交易于1月份开展，不再组织2月的分月计划调整、2月合同电量转让及1月、2月的集中竞价交易。各市场主体应做好年度双边交易电量的月度分解。

适时开展月内交易，拟在每月同步开展月内滚动撮合交易和发用电两侧的合同电量转让交易，具体事项另行明确。

十、有关事项及要求

（一）按照国家发改委有关中长期交易合同应全量签、长期签、分时段签、四方签、规范签和电子签的工作要求，2021年中长期合同签约电量应达到上年度或前三年用电水平的90-95%，且合同中应约定分时段电力、电量、电价，鼓励签订1年以上长期合同；引入第四方机构见证签约。
（二）所有市场用户长协交易电量上限为其2020年度购电量的70%。售电公司长协交易电量上限为其代理用户2020年度购电量的70%，且全年交易电量总额不超过全年交易电量计划规模（1200亿千瓦时）的15%。月度交易电量限额按照有关规定执行。
（三）常规燃煤机组长协交易电量按照长协电量规模的1.1倍限额，月度交易电量按可发电量扣减已成交电量进行限额；其他类型发电企业按照交易电量规模等比例安排。水电、风电应按照市场电量规模足额开展交易，未达到计划规模的电量另行研究处理。
（四）风电、水电按照月结年清方式结算，对其市场交易偏差电量不进行考核，并采取调整基数电量的方式进行结算；对核电、常规火电因自身非计划停运导致的负偏差电量按有关规定进行考核。
（五）发电企业、售电公司或批发市场电力用户、电网企业之间的交易合同签订采用电子合同方式，由“市场主体通过交易平台确认交易承诺书和合同示范文本+交易公告+交易结果”等三要素构成，不再签署书面合同文本或交易结果确认单。
（六）各市场主体应按国家要求和我省可再生能源电力消纳保障实施方案有关规定，承担可再生能源电力消纳责任。
（七）市场主体自愿申请退出、违规情节较轻被退出市场和负面清单退出市场的，一年内不得参与电力市场交易；被列入黑名单、强制退市的，三年内不得参与电力市场交易。
（八）建立市场协调机制，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。
（九）符合准入条件并选择参与市场交易的电力用户不得随意退出市场。退出市场化交易电力用户的供电价格在缴纳输配电价的基础上，按我省交易规则有关规定执行。