福建：电化学储能电站可参与市场交易

7月14日，福建省发展和改革委员会、国家能源局福建监管办公室发布关于2022年8—12月福建省电力中长期市场交易方案的函。文件中明确了2022年8—12月电力市场交易电量规模、各参与交易市场主体，已投入商业运行的风电机组和电化学储能电站可参与市场交易。

原文如下：

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2022年8—12月福建省电力中长期市场交易方案的函

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：

根据省政府工作部署和我省2022年度电力中长期市场交易安排，我委与福建能源监管办已制定《2022年8—12月福建省电力中长期市场交易方案》，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：胡青，联系电话：0591-87063683

附件：2022年8—12月福建省电力中长期市场交易方案

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7月11日

（此件主动公开）

2022年8—12月福建省电力

中长期市场交易方案

根据《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》（闽发改能源〔2022〕15号）等有关文件要求，为稳妥有序组织做好我省8—12月电力中长期交易工作，保障电力安全稳定供应，促进经济稳定增长，结合我省电力市场建设实际，制定本交易方案。

一、基本原则

为确保8—12月中长期市场平稳运行并与前一阶段过渡衔接，充分考虑市场建设的循序性和市场主体对中长期合同曲线的管理能力，8—12月年度、月度及月内中长期交易仍延续前一阶段的相关要求组织开展，发用电两侧维持现有的按总量、均价进行交易组织、结算和偏差考核。

在此基础上，优化月内周交易机制，试行取消月内发用电两侧合同转让后不允许参加增量交易的限制，进一步丰富市场主体灵活调整电量偏差的手段，提高交易流动性。

二、年度交易电量

2022年8—12月全省电力市场年度直接交易电量计划约539亿千瓦时。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。

参与市场交易的各类发电企业交易电量预测如下：

1.燃煤发电机组：375亿千瓦时。

2.核电机组（含华龙一号）：146亿千瓦时，其中华龙一号机组市场电量灵活可调整。

3.省调统调的风电机组（不含参加绿电交易的机组）：18亿千瓦时。

三、市场主体

符合2022年度电力市场准入条件且原则上在6月底前完成市场注册的市场主体均可参加8—12月年度中长期交易。售电公司需满足《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）要求的持续性注册条件，并足额提交履约保函、保险。

四、交易类型

交易周期包括年度、月度及月内3个周期，交易品种包括双边协商、挂牌、集中竞价、滚动撮合等4个品种。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。2022年8—12月年度交易安排如下：

1.清洁能源挂牌交易。由享受可再生能源电价补贴的省调统调风电、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。风电、核电电量分别约18亿千瓦时、106亿千瓦时，具体名单及限额另行明确。购售两侧挂牌成交电量统一均分至8—12月。

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。燃煤发电、核电电量分别约189亿千瓦时、40亿千瓦时，具体名单及限额另行明确。

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。燃煤发电电量约186亿千瓦时，具体名单及限额另行明确。购售两侧集中竞价成交电量统一均分至8—12月。当集中竞价交易不成交时，开展年度电网企业代理购电挂牌补充交易，由燃煤发电与电网企业代理购电参与。

年度双边协商和集中竞价交易，根据全省电力电量平衡及电网企业保障居民、农业购电情况，由省发改委适时调整交易电量限额。

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

1.合同调整交易。由燃煤发电、核电、风电机组和批发用户、售电公司参与，电网企业代理购电可参与合同调整交易。

2.绿电双边协商交易。暂由未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内集中式陆上风电、纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内且补贴到期的集中式陆上风电和批发用户、售电公司参与，风电每月交易电量另行明确。

3.清洁能源挂牌交易。由享受可再生能源电价补贴的省调统调风电、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。风电、核电每月挂牌电量另行明确。批发用户、售电公司、电网企业代理购电参加清洁能源挂牌交易的电量限额按照最近一次实际月度结算电量确定。

4.发用电两侧合同转让交易。由燃煤发电、核电和批发用户、售电公司参与。发用电两侧合同转让交易中，发用电两侧出让的合同电量不得超过其既有的合同总电量，发电企业受让的合同电量不得超过其剩余可上网电量。

5.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。燃煤发电、核电参与每月交易的具体名单及限额另行制定。

当集中竞价交易不成交时，开展月度电网企业代理购电挂牌补充交易，由燃煤发电与电网企业代理购电参与。

（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。由燃煤、核电机组和批发用户、售电公司参与。发用电两侧合同转让交易中，发用电两侧出让的合同电量不得超过其既有的合同总电量，发电企业受让的合同电量不得超过其剩余可上网电量。

2.电网企业代理购电挂牌交易。由燃煤发电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，输配电价、政府性基金及附加按政府有关规定执行。

（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）未开展分时交易结算试运行前，购电侧市场主体交易峰谷购电价暂延续年度交易方案中1-7月的相关要求执行。

（四）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，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、挂牌交易价格分别以统一出清价格和挂牌价格为准。

（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交易并优先出清。集中竞价未成交电量可开展补充挂牌交易，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7-8月组织开展2022年8—12月年度清洁能源挂牌交易、年度双边协商交易、年度集中竞价交易。

（二）2022年8月起，每月组织开展月度合同调整、清洁能源挂牌、发用电两侧合同转让、绿电双边协商、集中竞价交易,具体组织次序以当月交易时序为准。鉴于年度交易8月份完成，当月开展的合同调整交易除对后续月份的合同电量进行调整外，亦可对8月份合同电量进行调整。

（三）2022年8月起，在当月每个完整周开展月内发用电两侧合同转让、滚动撮合交易；每月下旬开展月内电网企业代理购电挂牌交易。鉴于年度交易8月份完成，8月份的周交易仅在下旬安排一次。

七、计量与结算

（一）2022年8—12月未开展分时段交易结算试运行前，发电企业维持现有按交易总量、均价进行交易结算和偏差考核，购电侧市场主体结算部分暂延续年度交易方案1-7月的相关要求进行结算，按交易规则进行偏差考核。

（二）7月底前组织做好4个时段的模拟结算工作，在此基础上为加强与现货市场试运行的衔接，进一步加快中长期分时段交易和结算进度，2022年8月后开展全天分24个时段的模拟交易和结算，分时段模拟交易方案另行制定，年底前与现货市场同步开展不同周期的结算试运行，结算试运行期间，市场主体已签订的中长期合同按典型曲线等方式进行分解。经综合评估后，与现货市场适时同步转入分时段正式交易和结算。

八、有关事项及要求

（一）所有直接参与市场交易用户、电网企业代理购电用户，其参与8—12月年度交易电量限额为2021年度购电量（即2021年1月至2021年12月实际购电量）的5/12×70%，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；2021年1-9月新投产企业，其参与8—12月年度交易电量限额按照2021年最大用电月份日均购电量的5/12×70%×365天计算，2021年10月以来新投产企业，其参与8—12月年度交易电量限额按照2021年10月-2022年5月最大用电月份日均购电量的5/12×70%×365天计算。售电公司8—12月年度交易电量限额为其代理用户年度8—12月的交易电量限额之和，并符合注册资本金和履约保函、保险相关要求。

（二）参加清洁能源挂牌交易的风电机组应按照交易电量限额足额开展交易，未完成交易的电量另行研究处理。

（三）其他事项按照《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》（闽发改能源〔2022〕15号）、《福建省发改委关于做好电力中长期市场交易有关事项的函》（闽发改能源函〔2022〕6号）等文件要求执行。

《2022年8—12月福建省电力中长期市场交易方案》政策解读

现就《2022年8—12月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）、《2022年福建省电力中长期市场交易方案》等文件要求，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：符合2022年度电力市场准入条件且原则上在6月底前完成市场注册的市场主体和电网企业代理购电；有效期限：2022年8—12月。

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、年度交易电量、市场主体、交易类型、交易价格、交易组织、计量与结算、有关事项及要求等8章：

（一）明确2022年8—12月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.交易周期包括年度、月度及月内3个周期，交易品种包括双边协商、挂牌、集中竞价、滚动撮合等4个品种。

2.电网企业代理购电参与除年度双边协商、月内滚动撮合、合同转让等其他交易。

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。

5.优化月内周交易机制，试行取消月内发用电两侧合同转让后不允许参加增量交易的限制，进一步丰富市场主体灵活调整电量偏差的手段，提高交易流动性。

（三）明确交易结算等其他事宜。

1.组织做好4个时段的模拟结算工作，在此基础上为加强与现货市场试运行的衔接，进一步加快中长期分时段交易和结算进度，2022年8月后开展全天分24个时段的模拟交易和结算，分时段模拟交易方案另行制定，年底前与现货市场同步开展不同周期的结算试运行，结算试运行期间，市场主体已签订的中长期合同按典型曲线等方式进行分解。经综合评估后，与现货市场适时同步转入分时段正式交易和结算。

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。