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12月23日，福建省发展和改革委员会发布《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2025年福建省电力中长期市场交易方案的通知》。
通知指出，2025年，全省电力市场直接交易规模约2400亿千瓦时。中长期交易按年度、月度及月内3个周期组织开展，交易方式包括双边协商、挂牌、集中竞价、滚动撮合等。
年度交易电量规模：集中式风电交易电量预测为55亿千瓦时；核电交易电量预测为500亿千瓦时，其中参与双边协商交易电量预测为90亿千瓦时；燃煤发电、储能等交易电量预测为1040亿千瓦时。
批发用户年度交易电量限额为其最近12个完整自然月（2023年12月至2024年11月，下同）购电量的80%；售电公司年度交易电量限额为其所有代理零售用户最近12个完整自然月购电量之和的80%，并符合资产和履约保函（保险）相关要求；电网企业代理购电年度交易电量限额为电网代理工商业购电最近12个完整自然月市场化购电量的80%。
鼓励参加清洁能源消纳挂牌交易的核电、集中式风电按照交易电量限额足额开展交易。有序推动新能源参与现货市场结算试运行，研究新能源入市配套机制，适时研究进一步放开电源进入市场。
公告如下：
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2025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：
现将《2025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、福建能源监管办报告。
福建省发展和改革委员会
国家能源局福建监管办公室
2024年12月20日
（此件主动公开）
2025年福建省电力中长期市场交易方案
为深化能源管理体制改革，加快新型能源体系建设，根据《国家发展改革委、国家能源局关于做好2025年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行〔2024〕1752号）等工作要求，结合我省电力市场规则和市场建设实际，制定本方案。
一、经营主体
（一）发电企业
已注册生效并投入商业运营的发电企业可参与市场交易，具体包括：燃煤发电（含热电联产、地方小火电和余量上网的燃煤自备发电，下同）；福清、宁德、漳州核电；集中式风电；余热余压余气发电。参与绿电交易的机组准入范围参照国家及省内绿电交易有关规定执行。
未直接参与市场交易的水电、燃气发电、生物质发电、核电、风电、光伏发电上网电量用于保障居民、农业优先购电。
（二）电力用户
电力用户包括直接参与市场交易用户（以下简称直接交易用户）和电网企业代理购电用户（以下简称电网代购用户）。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。年购电量1000万千瓦时及以上的直接交易用户可自主选择作为批发用户或零售用户，其余用户仅可作为零售用户。
1.10千伏及以上工商业用户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工商业用户由电网企业代理购电，电网企业按照相关规定和要求开展代理购电工作。
3.新增10千伏及以上工商业用户原则上自并网运行起6个月内应全电量直接参与市场交易（含变压器增容和新增户号的10千伏及以上工商业用户）。
（三）售电公司
1.售电公司应于2025年年度批发市场开市前与零售用户达成年度零售套餐交易、足额提交履约保函（保险），方可参与2025年年度批发市场交易。
2.优选资产良好、经营稳定、无不良信用的售电公司成为保底售电公司，根据福建省保底售电服务有关规定对零售用户提供保底售电和临时售电服务。
（四）新型经营主体
已注册生效并投入商业运营的独立新型储能企业、已注册生效的虚拟电厂（含负荷聚合商）可参与市场交易。
二、交易组织
2025年，全省电力市场直接交易规模约2400亿千瓦时。中长期交易按年度、月度及月内3个周期组织开展，交易方式包括双边协商、挂牌、集中竞价、滚动撮合等。
（一）交易周期及品种
1.年度交易，主要开展年度清洁能源消纳挂牌、双边协商、集中竞价、电网企业代理购电挂牌、年度（多年）绿电双边协商交易。
2.月度交易，主要开展合同调整、清洁能源消纳挂牌、绿电双边协商、发用电两侧合同转让双边协商、集中竞价、电网企业代理购电挂牌交易。
3.月内交易，主要开展滚动撮合、电网企业代理购电挂牌、发用电两侧合同转让双边协商交易。其中：滚动撮合交易按旬组织开展，其它交易每月下旬组织开展。可根据实际需要组织开展更短周期月内交易。
（二）具体组织方式
1.清洁能源消纳挂牌交易。挂牌交易按照等比例方式出清。年度风电成交电量按照电网企业提供的已完成交易的最近一个完整自然年分月上网电量占比进行分解，核电成交电量按照各交易单元申报的分月电量占比进行分解。月度交易购电侧交易电量限额按照交易组织月最近一次省内实际月度结算的市场化电量确定，其中电网企业代理居民、农业的交易电量限额按照交易组织月电网企业预测的缺口电量确定。
2.双边协商交易。发电侧、购电侧的交易电量、交易价格由双方自主协商确定。其中，绿电双边协商交易参照绿电交易有关规定执行。
3.集中竞价交易。年度集中竞价交易成交电量购售两侧均按照已完成交易的最近一个完整自然年国网经营区工商业用户售电量分月比例分解至各月。
4.电网企业代理购电挂牌交易。年度交易电网企业代理购电成交电量按照其申报的分月电量比例进行分解；月度和月内交易电网企业代理购电根据实际需要，可选择购入电量或售出已持有的合同电量，成交电量按照等比例方式出清。
5.滚动撮合交易。每批次交易的参与主体仅可选定购电或售电一个交易方向。
6.合同调整交易。对于年度双边协商交易和年度（多年）绿电双边协商交易，双方可协商调整分月合同电量。年度集中交易合同电量不作调整。
7.发用电两侧合同转让双边协商交易。月内交易每月下旬组织开展。
（三）年度交易电量规模
集中式风电交易电量预测为55亿千瓦时；核电交易电量预测为500亿千瓦时，其中参与双边协商交易电量预测为90亿千瓦时；燃煤发电、储能等交易电量预测为1040亿千瓦时。
批发用户年度交易电量限额为其最近12个完整自然月（2023年12月至2024年11月，下同）购电量的80%；售电公司年度交易电量限额为其所有代理零售用户最近12个完整自然月购电量之和的80%，并符合资产和履约保函（保险）相关要求；电网企业代理购电年度交易电量限额为电网代理工商业购电最近12个完整自然月市场化购电量的80%。
年度各交易品种的电量限额以交易平台发布为准。
（四）中长期与现货市场衔接原则
为促进中长期和现货交易有序衔接，电力用户参与现货市场结算试运行前，统一开展中长期交易存量合同曲线分解，根据不同的现货结算试运行周期，月度、月内交易灵活按照交易总量、均价方式或分时段（带曲线）交易方式组织开展，具体由现货结算试运行有关通知明确。
三、交易价格
（一）直接交易用户用电价格由购电价格、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加等组成，输配电价执行固定目录电价。
（二）电网代购用户价格按照电网企业代理购电相关规定执行。
（三）双边协商交易的交易价格由交易双方自主协商确定，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，可通过每月开展的合同调整交易进行协商调整；集中竞价交易、挂牌交易的交易价格分别以统一出清价格和挂牌价格为准；滚动撮合交易每笔交易价格为购、售双方申报价格的算术平均值。绿色电力交易价格包括电能量价格与绿证价格，交易价格按国家有关规定通过市场化方式形成。
（四）电网企业代理购电年度挂牌交易，以本年度集中竞价交易价格作为挂牌价格；电网企业代理购电月度、月内挂牌交易，以最近一次集中竞价交易加权平均价格作为挂牌价格。
（五）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，拥有燃煤发电自备电厂并由电网企业代理购电的用户，暂不能直接参与市场交易由电网企业代理购电的高耗能用户，购电价格按电网企业代理购电价格1.5倍执行。
（六）燃煤发电机组市场化交易价格在我省燃煤发电基准价基础上，上下浮动需符合国家相关规定，高耗能企业市场交易电价上浮不受限制，如遇国家政策调整，按国家最新政策执行。
（七）燃煤发电机组市场化交易价格不包含容量电价，容量电价按照国家和省内有关政策执行。
四、交易安排
2024年12月起组织2025年年度交易。1月月度及月内交易视年度交易组织情况另行明确，2月及后续月份交易按当月交易时序组织开展。
五、计量与结算
（一）电力用户未参与电力现货市场结算试运行时，所有参与市场交易的发电企业和电力用户抄表起止时间统一为每月1日0时至该月最后一日24时，电力用户按照分时电价政策时段划分标准开展计量和抄表；电力用户参与电力现货市场结算试运行时，现货运行日发电企业和电力用户按照24个时段开展计量和抄表。不具备分时段计量采集条件的，暂按照各时段电量均分的原则形成分时段电量。
（二）电力用户未参与电力现货市场结算试运行时，市场交易合同未申报用电曲线以及市场电价峰谷比例低于政策性峰谷比例，结算时购电价格按省价格主管部门确定的分时段和价格比例系数执行。发电侧各时段结算价格均为交易成交价格（即平时段交易价格）。
（三）电力用户未参与电力现货市场结算试运行时，根据省内中长期交易实施细则开展结算和偏差考核，并月清月结。
（四）电力用户参与电力现货市场结算试运行时，根据省内现货市场结算试运行有关通知及现货交易实施细则开展结算。
（五）绿色电力交易根据《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》及省内绿电交易有关规定开展结算。
（六）零售交易根据《福建省电力零售市场运营工作方案》有关规定开展结算。
（七）虚拟电厂（含负荷聚合商）聚合资源主体以可调节负荷为主的，初期参与中长期交易按照售电公司相关条款执行。
六、有关事项及要求
（一）电力用户年度交易电量限额计算时，因并户删除的用电单元纳入主户计算，其余已删除或未生效的用电单元不纳入计算范围；对2023年12月后新投产企业，年度交易电量按照最近12个完整自然月中最大用电月份的日均用电量乘以365天计算。
（二）直接交易用户2025年年度中长期合同签约电量应不低于最近12个完整自然月购电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于最近12个完整自然月购电量的90%。燃煤发电企业2025年年度中长期合同签约电量应不低于同类型机组年度预计发电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于同类型机组年度预计发电量的90%。
（三）鼓励参加清洁能源消纳挂牌交易的核电、集中式风电按照交易电量限额足额开展交易。有序推动新能源参与现货市场结算试运行，研究新能源入市配套机制，适时研究进一步放开电源进入市场。
（四）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。上述机组如无法足额签订中长期合同，调度机构可按需调用。
（五）各市场成员应按照《电力市场信息披露基本规则》，及时、准确、完整地披露电力市场信息，未按规定执行的纳入相应信用评价。
（六）交易中心应持续加强批发、零售市场运营监测和风险管控，规范开展售电公司信用评价工作，对售电公司违反规则、虚假宣传、串通报价、哄抬价格、窃取账号、欺瞒交易等扰乱市场秩序行为及时向省发改委、福建能源监管办报告，并采取积极措施维护市场秩序。
（七）电网企业应保障本方案要求的分时段计量条件满足市场运营要求，实现电网企业信息系统与交易平台数据贯通，确保交易顺利推进。电网企业应协同电力交易中心共同做好市场政策宣传和经营主体培训。
（八）省发改委会同福建能源监管办按照各自职责分工，协调处理电力市场运行中出现的问题。对交易组织实施全过程进行监督，加强事中、事后监管，维持市场正常秩序。
（九）本方案有效期为印发日至开展2026年电力中长期市场交易前。《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2024年福建省电力中长期市场交易方案的通知》（闽发改规〔2023〕10号）同时废止。
