福建电力市场零售交易实施细则 （2026 年修订版） 福建电力交易中心有限公司 2026 年8 月
第一章总则
第一条为建立规范、高效的电力零售市场，规范经营 主体零售交易行为，维护零售市场良好秩序，促进市场健康 有序发展，依据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制 改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）及其配套文件、《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）、《福建电力市场 运行基本规则（2025 年修订版）》（闽监能市场规〔2025〕 19 号）等文件要求，结合福建电力市场实际，制定本细则。 第二条本细则所称的电力零售交易是指福建省内售电 公司与零售用户之间通过电力零售交易平台（包括电力交易 平台和“e-交易”App，下同），以签约零售套餐的方式开 展的购售电交易。虚拟电厂运营商（含负荷聚合商）与分布 式电源、可调节负荷等聚合资源之间的交易活动纳入零售市 场管理范畴，结合市场发展适时扩大经营主体范围。 第三条本细则适用于福建电力零售市场的运营管理。 第四条电力零售市场运营管理遵循市场主导、公平开 放、创新高效、诚信合规的运营原则。 第五条国家能源局福建监管办公室（以下简称“福建 能源监管办”）、福建省发展和改革委员会（以下简称“福 建省发改委”）依据职能依法履行对福建电力零售市场的监 督和管理职责。
第二章市场成员及其权利与义务
第六条电力零售市场成员包括经营主体、电力交易机 构和提供输配电服务的电网企业。本细则中的经营主体包括 零售用户、售电公司（含配售电公司）、新型经营主体（含 分布式电源、虚拟电厂运营商等）。 第七条零售用户的权利和义务： （一）按照电力交易机构相关规定提交注册资料，完成 市场注册，并根据实际情况及时完成注册信息变更。 （二）按照电力市场政策、规则参与电力零售交易，自 主选择售电公司和零售套餐，与售电公司确定购售电关系并 签订零售合同。 （三）在零售合同有效期内，根据市场规则向签约售电 公司提供用于开展电力零售交易所需的电力电量需求、典型 负荷曲线及其他信息。 （四）履行与售电公司签订的零售合同，按相关规定和 零售合同承担违约责任。 （五）获取、查看结算依据和电费账单，按规定时间核 对并确认其准确性和完整性。负责向电网企业提供用于资金 收付的银行账户，按规定向电网企业支付款项，完成电费支 付。 （六）依法依规披露和提供相关市场信息，获得市场交 易相关信息。 （七）具备负荷调节能力的零售用户，可自主选择资源 聚合类经营主体（含虚拟电厂运营商等），由其聚合参与电 能量交易在内的多品种交易。
（八）法律法规规定的其他权利和义务。 第八条售电公司（含配售电公司）的权利和义务： （一）按照电力交易机构相关规定提交注册资料，完成 市场注册，并根据实际情况及时完成注册信息变更。 （二）按照电力市场政策、规则参与电力市场交易，足 额提交履约保函（保险），及时发布、更新零售套餐，与零 售用户确定购售电关系并签订零售合同。 （三）在零售合同有效期内，经用户授权后有权获取代 理用户的历史分时用电数据、用电需求等信息，并协商做好 零售合同的调整和确认工作。 （四）履行与代理零售用户签订的零售合同，代理其参 与电力批发交易，按相关规定和零售合同承担违约责任。 （五）落实相关政策规则要求，向代理零售用户提供电 力市场入市政策、交易结算规则、套餐结算说明、市场交易 行情等专业售电服务，不得提供虚假或误导性的信息。 （六）获取、查看结算依据和电费账单，按规定时间核 对并确认其准确性和完整性。负责向电网企业提供用于资金 收付的银行账户，按规定向电网企业支付或收取款项，完成 电费收付。 （七）拥有配电网运营权的售电公司根据《售电公司管 理办法》等规定开展电费结算。 （八）依法依规披露和提供相关市场信息，获得市场交 易和输配电服务等相关信息，承担代理零售用户信息保密义 务。
（九）保底售电公司按国家及福建相关政策规定向零售 用户提供保底售电服务。 （十）法律法规规定的其他权利和义务。 第九条分布式电源的权利和义务： （一）按照电力交易机构相关规定提交注册资料，完成 市场注册，并根据实际情况及时完成注册信息变更。 （二）按照电力市场政策、规则参与电力市场交易，可 自主选择资源聚合类经营主体（含虚拟电厂运营商等），确 定聚合关系并签订聚合服务合同。 （三）在聚合服务合同有效期内，按照市场规则向签约 的资源聚合类经营主体提供用于开展聚合服务所需信息、响 应调节指令和控制要求，根据合同获得收益。 （四）履行签订的聚合服务合同，按相关规定和聚合服 务合同承担违约责任。 （五）获取、查看结算依据和电费账单，按规定时间核 对并确认其准确性和完整性。负责向电网企业提供用于资金 收付的银行账户，按规定向电网企业收取款项，完成电费收 取。 （六）分布式电源按要求完成项目建档立卡工作，及时 提供或核对绿证核发所需信息，并对信息的真实性、准确性 负责。 （七）依法依规披露和提供相关市场信息，获得市场交 易、输配电服务等相关信息。 （八）法律法规规定的其他权利和义务。
第十条虚拟电厂运营商的权利和义务： （一）按照电力交易机构相关规定提交注册资料，完成 市场注册，并根据实际情况及时完成注册信息变更。 （二）按照电力市场政策、规则参与电力市场交易，参 照售电公司足额提交履约保函（保险），及时发布、更新聚 合类零售套餐，与聚合资源确定聚合关系并签订聚合服务合 同。 （三）在聚合服务合同有效期内，依据合同获取相关方 履行合同的信息及资料，根据电力系统运行需要，协调各聚 合资源的运行状态、发用电计划等，提供电能量、辅助服务、 需求响应等市场服务。 （四）履行签订的聚合服务合同，代理聚合资源参与电 力批发交易，按相关规定和聚合服务合同承担违约责任。 （五）获取、查看结算依据和电费账单，按规定时间核 对并确认其准确性和完整性。负责向电网企业提供用于资金 收付的银行账户，按规定向电网企业支付或收取款项，完成 电费收付。 （六）依法依规披露和提供相关市场信息，获得市场交 易等相关信息，承担代理聚合资源的信息保密义务。 （七）按要求配合电力负荷管理中心或电力调度机构开 展可调节容量、调节性能、数据交互等功能测试，根据参与 交易品种接入新型负荷管理系统或电力调度自动化系统。开 展聚合资源实时监测，按要求主动提供调节能力变化情况。 （八）承担电网安全保供义务，按规定服从电力调度机
构统一调度，不得擅自调整运行参数。 （九）法律法规规定的其他权利和义务。 第十一条电力交易机构的权利和义务： （一）提供零售市场经营主体市场注册、信息变更和退 出等相关服务，并及时向电网企业提供经营主体注册、信息 变更、入市及退出相关信息。 （二）负责电力零售交易平台的建设、运维与管理。 （三）负责电力零售交易组织实施，监测分析零售市场 运行情况，对经营主体违反交易规则、扰乱市场秩序等违规 行为及时向福建能源监管办和福建省发改委报告，并配合进 行调查。 （四）负责通过电力交易平台向零售市场经营主体及电 网企业出具结算依据，提供结算相关服务。 （五）收取并管理售电公司、虚拟电厂运营商履约保函 （保险）。 （六）经福建省发改委授权开展售电公司等经营主体信 用评价工作，配合开展市场争议处理，维护市场秩序。 （七）负责电力市场信息披露的实施，按照国家信息安 全与保密、电力市场信息披露相关政策规则要求，依法发布 和披露信息，并承担保密义务。 （八）参与制定零售市场交易规则和信用评价管理制度。 （九）法律法规规定的其他权利和义务。 第十二条电网企业的权利和义务： （一）负责零售用户用电信息维护和变更，并及时向电
力交易机构反馈用户销户、过户、分户、并户等变更情况。 （二）负责零售用户供用电合同管理和分布式电源购售 电合同管理。 （三）负责向电力交易机构提供支撑市场化交易、结算 和市场服务所需的相关数据，保证数据交互的完整性、准确 性和及时性。 （四）负责零售用户、聚合资源的计量管理，并根据电 力交易机构推送的结算依据，开展电费结算，按期向经营主 体出具电费账单，提供电费账单查询等服务。 （五）负责根据电费账单按时完成电费收付，并向发生 付款违约的经营主体催缴欠款。对于逾期仍未全额付款的售 电公司、虚拟电厂运营商，向电力交易机构提出履约保函（保 险）的使用申请。 （六）依法依规披露和提供相关市场信息，获得市场交 易等相关信息。 （七）组织协调计量和电费结算有关问题，参与协调结 算依据有关问题。 （八）法律法规规定的其他权利和义务。
第三章经营主体管理
第一节基本要求
第十三条经营主体参与电力零售交易前，应在电力交 易平台完成注册。
第十四条经营主体的市场注册、信息变更、市场注销、 持续性满足注册条件等业务要求，按照福建电力市场注册相 关规定执行。
第二节电力用户参与市场方式
第十五条市场化用户的分类 市场化用户（工商业用户）根据其是否直接参与市场交 易，分为直接交易用户和电网代理购电用户，其中：直接交 易用户根据其直接参与市场交易的方式，分为批发用户和零 售用户。 第十六条市场化用户注册生效后，可自主选择参与电 力零售交易或电力批发交易，其中：选择参与电力零售交易 的，通过电力零售交易平台与售电公司签约零售套餐建立购 售电关系，成为零售用户。 第十七条市场化用户参与市场交易的方式可按月转换。 （一）电网代理购电用户转直接交易用户 电网代理购电用户可在每月零售市场交易闭市前，自主 选择与售电公司签约零售套餐，从次月起转为零售用户。也 可通过电力交易平台自主操作，完成批发市场入市风险阅知 和进入批发市场真实意愿确认后，从次月起转为批发用户。 （二）批发用户与零售用户相互转换 1.批发用户转零售用户： 每月零售市场交易闭市前，批发用户可自主选择一家售 电公司签约零售套餐建立购售电关系，从次月起转为零售用 户。零售套餐签约后，批发用户所持有的后续月份中长期交
易合同转移至该售电公司，其中：绿电合同转移后电量自动 关联至该用户，售电公司与用户结算的绿电环境价值由双方 另行签约的绿电环境权益套餐确定。 2.零售用户转批发用户： 每月零售市场交易闭市前，零售用户在确认后续月份不 存在未执行的零售合同（零售合同履约到期或已解除）的前 提下，通过电力交易平台自主操作，完成批发市场入市风险 阅知和进入批发市场真实意愿确认后，从次月起转为批发用 户。 第十八条保底售电服务机制 （一）当售电公司存在未在截止期限前缴清结算费用， 不符合市场履约风险有关要求，以及自愿或强制退出市场、 其购售电合同经自主协商、整体转让未处理完成的情况时， 电力交易机构报福建省发改委和福建能源监管办同意后，启 动保底售电服务，按照福建省保底售电相关规定执行。 （二）已直接参与市场交易的零售用户，应在零售合同 履约到期前，及时签订后续时间的零售合同；与售电公司解 除零售合同的，也应及时签订新的零售合同。未及时签订零 售合同且未转为批发用户的，按照福建省保底售电相关规定 执行。
第三节分布式电源参与市场方式
第十九条分布式电源根据国家及福建省新能源入市相 关政策规定，可选择直接参与市场、聚合参与市场、接受市 场价格等三种方式，其中：选择聚合参与市场的即进入零售
市场。 第二十条分布式电源可自主选择一家资源聚合类经营 主体（含虚拟电厂运营商等），以聚合方式参与市场。其中： 选择虚拟电厂运营商聚合代理的，应在办理注册前按照电力 负荷管理中心或电力调度机构相关要求完成虚拟电厂技术 支持系统接入，建立聚合关系后，通过电力零售交易平台与 该虚拟电厂运营商签约聚合类零售套餐，完成聚合关系确认。 分布式电源以发电项目为单位参与交易。 第二十一条选择虚拟电厂运营商聚合代理的分布式电 源发电项目，可在每年规定时间内选择次年度拟转换的参与 市场方式，包括直接转聚合、聚合转直接参与市场方式。 （一）分布式电源发电项目由直接转聚合方式，应按以 下原则开展： 1.电力负荷管理中心确认分布式电源发电项目已被聚合 接入虚拟电厂技术支持系统。 2.虚拟电厂运营商注册信息变更生效，新增匹配对应的 分布式电源发电项目关联关系。 3.分布式电源发电项目确认次年度不存在未执行的批发 交易合同。 4.分布式电源发电项目于每年度零售市场交易闭市前与 对应的虚拟电厂运营商聚合单元按要求确定聚合关系，完成 直接转聚合方式转换。 （二）分布式电源发电项目由聚合转直接方式，应满足 福建省新能源入市相关政策要求，并按以下原则开展：
1.电力负荷管理中心确认分布式电源发电项目已取消接 入虚拟电厂技术支持系统。 2.虚拟电厂运营商注册信息变更生效，原聚合关系次月 起自动失效。 3.分布式电源发电项目于每年度零售市场交易闭市前选 择以直接参与方式入市，完成聚合转直接方式转换。 第二十二条已聚合参与交易的分布式电源发电项目， 应在聚合服务合同履约到期前，及时签订后续时间的聚合服 务合同。未及时与资源聚合类经营主体（含虚拟电厂运营商 等）签订新的聚合服务合同且未转为直接参与市场方式的， 自无聚合服务合同可履约的月份起按接受市场价格方式参 与市场。
第四章零售套餐
第二十三条零售套餐是零售市场经营主体约定购售电 资费的标准化商品，分为标准化零售套餐和定制化零售套餐。 （一）标准化零售套餐指按照规定的套餐模板配置上架、 向社会公众公开发布的套餐。 （二）定制化零售套餐指在套餐模板基础上，双方可协 商约定套餐各项参数，由一方定向推送至对应对象的套餐。 虚拟电厂运营商与聚合资源之间签约的聚合类零售套 餐纳入零售套餐管理。 第二十四条零售套餐制定原则
（一）售电公司、虚拟电厂运营商制定套餐时应充分结 合自身运营成本、批发市场购电成本、市场交易能力、风险 预控能力等因素合理确定套餐价格。 （二）售电公司与零售用户、虚拟电厂运营商与聚合资 源之间签约的零售套餐交易价格应不包括非电力市场化购 售电交易费用（如设备运维费等）。 第二十五条零售套餐内容。公开上架的零售套餐包括 但不限于套餐类型、执行周期、交易电量约束、电能量交易 价格、绿电环境权益价值、是否允许协商变更等关键条款。 零售套餐按自然月生效。 第二十六条零售套餐类别。零售套餐分为常规电能量 套餐、绿电环境权益套餐和保底售电套餐，以及适应新型经 营主体参与市场需要的聚合类零售套餐。 第二十七条常规电能量套餐 现阶段，常规电能量套餐分为“固定价格”、“市场均 价+服务费”、“价差分享/分摊”套餐。 （一）“固定价格”套餐 零售用户与售电公司约定的套餐电价P为一口价，不随 市场行情浮动。零售用户可根据电力市场运行情况、燃煤发 电市场价格走势等相关信息，合理确定签约的套餐电价。对 “固定价格”套餐设置封顶价格条款，当套餐电价P 超过封 顶价格时，按照封顶价格结算。封顶价格 封顶 P 算法如下： ） （ 均价 封顶 n% 1 P P 其中：
均价 P 为履约月全体售电公司批发市场电能量结算均价 （不含月度追退补电量，下同），按福建省现货交易等相关 规定计算。 n%为封顶系数，由福建省发改委会同福建能源监管办组 织电力交易机构提出，经市场管理委员会审议后明确。 （二）“市场均价+服务费”套餐 零售用户与售电公司在市场均价的基础上，约定售电公 司提供电力市场化购售电交易服务的服务费。对“市场均价 +服务费”套餐设置封顶价格条款。根据双方是否选择分时 段签约，分为不分时段套餐、分时段套餐。 1.不分时段“市场均价+服务费”套餐 零售用户与售电公司在市场均价 均价 P 的基础上，约定服 务费 0P 。套餐电价P算法如下： 0P P P 均价 其中： 均价 P 为履约月全体售电公司批发市场电能量结算均价，按 福建省现货交易等相关规定计算。 0P 为不包括为用户提供设备运维、巡检等非电力市场化 购售电交易服务的费用， 0 P 。 套餐电价P 超过封顶价格时的结算原则及 封顶 P 算法均与 “固定价格”套餐相同。 2.分时段“市场均价+服务费”套餐 零售用户与售电公司在24 个时段市场均价 t P均价的基础上， 约定每个时段的服务费 0P 。套餐电价 tP 算法如下：
t t P P P 均价 其中： t P均价为时段t 履约月全体售电公司批发市场电能量分时 段结算均价，按福建省现货交易等相关规定计算。 0P 原则同上，且24 个时段均相同。 套餐电价P 超过封顶价格时的结算原则与“固定价格” 套餐相同。封顶价格 t 封顶价格 P 按24 个时段设置，算法如下： ） （ 均价 封顶价格 n% t t P P 其中： t 均价 P 为时段t 履约月全体售电公司批发市场电能量结算 均价，按福建省现货交易等相关规定计算。 n%取值原则与“固定价格”套餐相同。 （三）“价差分享/分摊”套餐 售电公司与零售用户约定的套餐电价在基准价的基础 上，对本售电公司购电均价低于或高于基准价的部分，按约 定的比例分享或分摊给用户。对“价差分享/分摊”套餐设置 封顶价格条款。套餐电价P算法如下： % k P P P P ） （ 购电均价 基准 基准 其中： 基准 P 为履约月全体售电公司批发市场电能量结算均价 均价 P 。 购电均价 P 为履约月本售电公司批发市场电能量结算均价 （不含月度追退补电量，下同），按福建省现货交易等相关 规则计算。
% k 为归用户的分享或分摊比例，取值范围为 % % k ，�取值保留一位小数。 套餐电价P 超过封顶价格时的结算原则及 封顶 P 算法均与 “固定价格”套餐相同。 第二十八条绿电环境权益套餐 零售用户根据绿电溯源需求，可选择签订常规绿电环境 权益套餐或小时级绿电环境权益套餐，也可同时签订两类套 餐。 1.常规绿电环境权益套餐 该套餐适用于购买非小时级绿电的零售用户。零售用户 通过其签约的售电公司购买绿电，绿电电能量的购买按用户 与售电公司签约的常规电能量套餐执行，无需另行约定。在 此基础上用户通过与同一售电公司签约该套餐，约定由用户 承担的绿电环境权益价值 绿证 P （即所购绿电对应的绿证价格）， 绿证 P 。 鼓励售电公司向零售用户充分传导省内批发市场绿电 交易环境权益价值， 绿证 P 结算时原则上不超过 ） （ 绿证均价 r% 1 P 。 其中： 绿证均价 P 为履约月全体售电公司省内批发市场绿电交易环 境权益结算均价。 r%为传导系数，由福建省发改委会同福建能源监管办组 织电力交易机构提出，经市场管理委员会审议后明确。 2.小时级绿电环境权益套餐
该套餐适用于购买小时级绿电的零售用户。零售用户与 售电公司在签约常规电能量套餐的基础上，通过与同一售电 公司签约该套餐，约定由用户承担的全月24 个时段绿电环 境价值 t 绿证 P ， t 绿证 P 。 鼓励售电公司向零售用户充分传导省内批发市场绿电 交易分时段环境价值， t 绿证 P 结算时原则上不超过 ） （ 绿证均价 r% t P ， t 绿证均价 P 为履约月全体售电公司省内批发市场 绿电交易分时段环境价值结算均价。 r%取值同常规绿电环境权益套餐。 第二十九条保底售电套餐。零售用户与售电公司根据 福建省保底售电相关规定，自动匹配形成保底价格，双方无 须另外签约零售合同。 第三十条聚合类零售套餐 （一）虚拟电厂运营商发电类聚合单元 1.“固定价格”套餐 虚拟电厂运营商发电类聚合单元与代理的聚合资源约 定的套餐电价P为一口价，并按照我省新能源入市相关政策 对未纳入机制的电量按套餐结算。 2.常规绿电聚合类套餐 聚合资源（分布式电源）与虚拟电厂运营商发电类聚合 单元在签约“固定价格”套餐的基础上，通过与同一虚拟电 厂运营商签约该套餐，约定由聚合资源分享的绿电环境权益 价值 绿证 P 和预计交易电量Q， 绿证 P 、Q≥0，虚拟电厂运营 商所有常规绿电聚合类套餐的∑Q＞0。
（二）虚拟电厂运营商负荷类聚合单元 现阶段按照常规电能量套餐、绿电环境权益套餐及保底 套餐设置，条件具备时拓展“可调节资源类”套餐。 第三十一条零售套餐品种及执行周期。根据交易标的 起止时间不同，分为年度、月度（含多月）套餐。 （一）年度套餐。交易标的为完整年度电能量，起始时 间为次年的1 月1 日，终止时间为次年的12 月31 日。 （二）月度（含多月）套餐。交易标的为一个月或连续 多月的电能量，起始时间为次月1 日，终止时间不超过当年 12 月31 日，交易履约周期最短为一个自然月。现阶段，为 确保虚拟电厂运营商形成相对稳定的聚合调节能力，聚合类 零售套餐的执行周期统一为次月1 日至当年12 月31 日。 第三十二条零售套餐变更和解除。经营主体如有需求， 经双方协商一致，可变更尚未履约月份的零售套餐类别、参 数或解除零售合同后签约新的套餐。 现阶段，虚拟电厂运营商除被暂停交易或退出市场外， 暂不允许其与代理的聚合资源解除聚合服务合同。
第五章零售交易组织
第一节基本要求
第三十三条售电公司、虚拟电厂运营商参与电力零售 交易前，应参照《售电公司管理办法》足额提交履约保函（保 险）。 第三十四条虚拟电厂运营商可在全省范围内聚合资源，
根据聚合资源类别分别聚合为发电类、负荷类聚合单元，以 聚合单元为单位参与交易。被聚合的资源主体之间不可开展 交易。发电类、负荷类聚合单元的聚合范围按照福建省虚拟 电厂相关规定执行。 第三十五条每家零售用户、分布式电源发电项目在同 一合同有效期内，仅可与一家售电公司或资源聚合类经营主 体（含虚拟电厂运营商等）建立购售电关系或聚合关系，且 全部工商业用电量或上网电量均通过该售电公司或资源聚 合类经营主体（含虚拟电厂运营商等）代理参与市场交易， 不得再单独参与电力批发交易。
第二节交易组织
第三十六条零售套餐交易组织时间。经营主体应在电 力交易机构规定的时间内完成零售套餐下单，合同签订、变 更和解除。 （一）年度套餐交易。每年底前组织开展，交易结束时 间不晚于年度批发市场交易开市时间。所有已注册生效、零 售合同履约到期或解除的零售用户和聚合资源，以及保底售 电用户均可购买年度套餐。 （二）月度（含多月）套餐交易。按工作日连续开市， 每月工作日9:00-11:00、15:00-17:00 组织开展，交易组织 截止日期为每月20 日（如遇节假日，截止日期相应提前）。 已签约年度套餐且未解约的零售用户和聚合资源，不得再次 签约月度（含多月）套餐。 （三）零售套餐变更和解除。每月工作日9:00-11:00、
15:00-17:00 组织开展次月起未履约月份的零售套餐变更和 解除，交易组织截止日期为每月20 日（如遇节假日，截止 日期相应提前）。 第三十七条零售套餐上架。售电公司、虚拟电厂运营 商在年度套餐或月度（含多月）套餐交易开市前，应通过电 力零售交易平台公开发布上架套餐。其中，每家售电公司须 至少发布一款零售套餐，且在零售市场交易开市期间始终保 持上架。 第三十八条零售套餐交易方式 （一）售电公司与零售用户的套餐交易方式分为挂牌交 易、双边协商交易两种，零售用户仅可选择其中一种方式。 1.挂牌交易：指售电公司发布标准化零售套餐，用户自 主选择摘牌确认。包括套餐上架、套餐比选、确认套餐等三 个环节： （1）套餐上架。售电公司按照不同的零售套餐类别和 参数约束条件，开展套餐配置并挂牌发布。 （2）套餐比选。零售用户从各售电公司已发布的零售 套餐中选择意向套餐。 （3）确认套餐。零售用户确认其选定购买的零售套餐 各项参数信息。 开展挂牌交易的零售用户初次选定购买售电公司发布 的标准化零售套餐，摘牌结果24 小时后生效。未生效期间 允许零售用户取消摘牌一次；如零售用户取消并再次选定购 买任意标准化零售套餐，则此次摘牌结果即生效。
2.双边协商交易：指零售用户与售电公司双方协商达成 的定制化交易。双边协商交易包括两种方式： （1）零售用户发起协商交易。零售用户在可协商零售 套餐基础上发起协商邀约，售电公司根据协商结果对零售套 餐进行调整，并将调整后的零售套餐发送给对应零售用户。 零售用户确认购买的零售套餐各项参数信息。 （2）售电公司发起协商交易。零售用户与售电公司协 商一致后，由售电公司在电力零售交易平台上配置定制化的 零售套餐，并将定制后的零售套餐向对应零售用户推送。零 售用户确认购买的零售套餐各项参数信息。 开展双边协商交易的零售用户一经确认购买售电公司 的定制化零售套餐，交易结果立即生效，不可取消。 （二）虚拟电厂运营商与聚合资源的套餐交易方式为双 边协商交易方式，以聚合单元及其聚合资源为单位，由聚合 单元发起聚合类零售套餐签约。交易组织事项参照售电公司 与零售用户相关规定执行。 第三十九条零售套餐下架。除规定上架的零售套餐外， 售电公司、虚拟电厂运营商可自主下架已发布的零售套餐。 已签约该套餐的零售用户、聚合资源对应的零售合同在有效 期内继续执行。 第四十条同一投资主体（含关联企业）所属的售电公 司和虚拟电厂运营商负荷类聚合单元，合计代理零售用户参 与全年零售交易电量不超过上年度全省电力市场直接交易 电量的15%，售电公司和虚拟电厂运营商负荷类聚合单元的
交易电量计算标准为其代理零售用户签约月之前12 个月的 日均用电量（以交易平台信息披露数据为准）×签约天数。 保底售电公司保底售电用户的历史用电量不计入交易电量。 第四十一条当售电公司、虚拟电厂运营商被暂停交易 后，在暂停交易期间不得参与批发市场交易，也不得与零售 用户、聚合资源签约或变更零售套餐；原代理的零售用户、 聚合资源可继续由其代理，按原签约套餐结算。暂停交易期 间，允许双方协商一致，自次月起解除套餐签约关系。其中， 虚拟电厂运营商与聚合资源的解约，应在电力负荷管理中心 同步完成接入关系变更且将变更信息推送至电力交易平台， 完成推送后自动解除套餐签约关系。
第六章零售合同
第四十二条零售合同签订。零售合同统一采用电子合 同方式签订，合同签订要素为零售套餐交易结果，由交易双 方、交易履约周期、零售套餐参数等构成。经营主体在电力 零售交易平台进行零售套餐签约、变更或解除，将自动进行 零售合同参数登记。电子合同与纸质合同具备同等效力，电 力交易机构不再另行组织签订纸质合同。 第四十三条零售市场经营主体可根据需要，通过电力 零售交易平台下载电子文本以供使用。电子文本由合同参考 文本和零售套餐交易结果组成，售电公司和零售用户之间、 负荷类聚合单元与其聚合资源之间参照零售合同参考文本 开展零售交易，发电类聚合单元与其聚合资源之间参照聚合
服务合同参考文本开展零售交易。合同参考文本仅适用于福 建省内零售市场交易。 第四十四条零售合同的变更。在零售合同有效期内， 因市场规则调整变更，导致零售合同与法律法规、国家或福 建省相关政策要求不符合、不兼容的，经营主体应在电力交 易机构规定的时间内完成零售合同信息变更。 第四十五条零售合同的解除 （一）双方协商解除。经营主体如有需要，经双方协商 一致，可通过电力零售交易平台解除次月起所有月份（不含 履约当月）的零售合同，由零售用户、聚合资源发起，售电 公司或虚拟电厂运营商确认。 （二）合同约定解除。发生因聚合资源与虚拟电厂技术 支持系统的聚合关系失效、任意一方被强制退市等符合双方 合同约定的解除事由，造成零售合同无法继续履约的，自动 解除次月起所有月份（不含履约当月）的零售合同。零售合 同约定解除偿付事宜由双方线下自行协商处理。 （三）法定解除。任何一方要求根据法律规定解除零售 合同，应当在生效法律文书确认零售合同解除后，由电力交 易机构根据生效法律文书的内容解除双方已签订的零售合 同。
第七章零售市场结算
第四十六条零售市场结算周期。现货市场运行期间， 售电公司、虚拟电厂运营商聚合单元在批发市场按照“日清
月结”原则开展结算，零售用户、聚合资源主体按照“月清 月结”原则开展结算。电力交易机构按日对售电公司、虚拟 电厂运营商已执行的成交结果进行清分计算并发布清分结 果，按月出具售电公司、虚拟电厂运营商、零售用户、聚合 资源主体的结算依据。 第四十七条售电公司、虚拟电厂运营商应与电网企业 在电费结算前签订电费结算协议。电网企业按月根据电力交 易机构出具的结算依据，发布电费账单，开具或收取电费发 票，进行电费结算和收付。 第四十八条零售市场经营主体结算原则 （一）零售用户 零售用户市场化结算费用由电力交易机构根据电力零 售交易平台上的零售合同结算参数和用户实际用电量计算。 （二）聚合资源主体 聚合资源主体以项目为单位开展结算，其市场化结算费 用由电力交易机构根据电力零售交易平台上的聚合类零售 套餐结算参数和扣减机制电量后的实际发电上网电量、用电 下网电量计算，对于分布式电源纳入机制的电量按我省新能 源入市相关政策结算。不同项目的上网、下网电量应单独计 量，不得进行冲抵、不得内部平衡。 （三）售电公司、虚拟电厂运营商 虚拟电厂运营商市场化交易的收益按照发电类聚合单 元、负荷类聚合单元分别计算。
售电公司、虚拟电厂运营商负荷类聚合单元的市场化交 易的收益=零售市场结算费用-批发市场结算费用； 虚拟电厂运营商发电类聚合单元的市场化交易的收益= 批发市场结算费用-零售市场结算费用。 其中：批发市场结算费用根据中长期、现货和辅助服务 交易规则计算；零售市场结算费用为其代理的所有零售用户 或聚合资源市场化结算费用的总和。 第四十九条结算流程 （一）结算数据准备。电力交易机构应于零售市场闭市 后1 个工作日内向电网企业推送次月参与结算的零售用户、 聚合资源项目清单，并明确是否签约分时段零售套餐。电网 企业（含配售电公司）应于每月第1 个自然日内向电力交易 机构推送参与零售市场交易的零售用户和聚合资源项目的 上月24 个时段用电量或全月用电量、全月上网电量、月度 调平电量等计量数据，以及分布式电源发电项目月度纳入机 制的电量，其中：签订分时段套餐的零售用户月度调平电量 平均分配至月度24 个时段分时电量，电量单位为兆瓦时， 按照三位小数舍尾，若存在尾差，尾差电量纳入第十二时段 电量。 （二）结算依据编制。电力交易机构根据有关结算规则 对零售市场经营主体开展量价清分、费用计算与校核，编制 形成结算依据。 （三）结算依据发布。电力交易机构按照《电力市场计 量结算基本规则》及省内相关规则的要求出具并发布结算依
据。 （四）电费结算。电网企业根据电力交易机构出具正式 结算依据，编制并出具零售市场经营主体电费账单，完成电 费收付。 第五十条追退补和清算 （一）因政策或规则调整等原因，需要对已结算的电量、 电费重新计算的，依照相应政策或规则开展清算。 （二）零售用户、聚合资源项目由于历史发用电量计量 差错等原因需要进行电费追退补的，由电网企业与该零售用 户、代理售电公司或该聚合资源主体、虚拟电厂运营商协商 一致，将差错电量并入后续月份进行结算或重新计算涉及月 份结算结果进行追退补。 （三）追退补调整追溯期自月度结算依据发布之日起不 超过3 个月，差错电量退补调整只开展电能量电费退补，其 他相关费用不进行重新清算，且不联动影响其他经营主体。 未超过3 个月的，由电力交易机构根据电网企业提供的追退 补电量数据，按发生当月的零售套餐（含聚合类零售套餐） 价格（其中，分时段零售套餐价格取当月套餐的电能量结算 加权均价）计算、编制并出具追退补结算依据。超过3 个月 的，零售用户由电网企业按发生当月的代理购电价格开展电 费追退补，分布式电源发电项目由电网企业按照发生当月月 度发电侧实时市场同类项目加权平均价格开展电费追退补。 （四）参与绿电交易的零售用户、聚合资源主体历史发 用电量计量差错，视为非绿电交易电量进行追退补结算。
（五）零售市场经营主体进入现货市场后，按照现货市 场规则开展追退补结算管理。
第八章信息披露
第五十一条零售市场信息披露分类。根据《电力市场 信息披露基本规则》明确的信息公开范围，零售市场信息分 为公众信息、公开信息、特定信息三类。市场成员除按相关 规定披露外，还应通过电力交易平台披露本规则要求的零售 市场相关信息，并对披露信息的真实性、准确性、完整性、 及时性负责。 第五十二条电力交易机构应披露信息： （一）售电公司相关信息。包括：售电公司注册名称、 联系方式、营业场所地址、交易电量额度、信用评价结果及 风险预警等信息。（公众信息） （二）市场运营相关信息。全体售电公司批发市场月度 结算电量及结算均价（含分时段结算均价），全体零售用户 月度结算电量及结算均价（含分时段结算均价）。（公众信 息） （三）零售套餐交易及结算信息。包括：月度零售套餐 分类签约用户数量、结算电量及结算均价；固定价格和服务 费的最低值、均值等。（公开信息） （四）零售用户套餐结算信息。包括：零售用户套餐月 度结算电量、价格和费用，绿证结算数量、价格和费用；签
约售电公司月度电能量结算均价、中长期合同电量及合同均 价等。（特定信息） 第五十三条电网企业应披露信息： （一）电力用户历史用电数据、用电量等用电信息。（特 定信息） （二）聚合资源主体历史分时用电、上网电量信息。（特 定信息） 第五十四条售电公司应披露信息： （一）零售套餐产品信息。（公众信息） （二）零售套餐月度分类电量规模。（公开信息） 第五十五条虚拟电厂运营商披露信息。初期参照售电 公司披露信息要求执行，根据市场发展需要另行明确。 第五十六条分布式电源披露信息。初期参照发电企业 披露信息要求执行，根据市场发展需要另行明确。
第九章电力零售交易平台管理
第五十七条电力零售交易平台是福建电力零售市场开 展电力交易的信息技术支持系统，应具备零售套餐管理、零 售交易管理、零售合同管理等业务功能，满足福建省内零售 市场交易的服务需求。 第五十八条电力交易机构应遵循安全性、可靠性、高 效性和可扩展性等原则建设符合有关技术标准和行业标准 的电力零售交易平台。
第五十九条经营主体应严格遵循国家对于网络安全、 数据安全和保密管理等方面的法律法规和行政要求，合法使 用电力零售交易平台提供的服务。 第六十条零售用户和聚合资源主体应妥善保管、规范 使用电力零售交易平台账号密码、短信验证码、个人身份验 证信息(包括但不限于手机号码、身份证号码、个人生物信息 等)、电子营业执照等身份认证要素。因自身原因泄露上述信 息或自行将账号密码及验证信息提供给他人使用的，造成的 经济损失及法律后果由经营主体自行负责。
第十章零售市场运营风险管理
第六十一条福建省发改委和福建能源监管办根据职责 依法对零售市场实施监管，确保交易、结算行为规范有序。 电力交易机构根据相关规定，履行市场监控和风险防控等职 责，加强对零售市场运营情况的监控分析，及时报告出现的 异常情况。 第六十二条经营主体应严格遵守电力市场规则，依法 合规参与零售市场交易，不得操纵市场价格、扰乱市场秩序、 损害其他经营主体的合法权益。 第六十三条电力交易机构按照《福建省售电公司信用 评价办法》有关规定，对售电公司在零售市场交易中出现的 不正当竞争、提供虚假信息、进行虚假宣传等违规行为，定 期开展信用评价。
第十一章争议和违规处理
第六十四条经营主体在零售市场交易中发生争议时， 应自行友好协商处理；协商无法达成一致时，经营主体可提 请电力交易机构或市场管理委员会协调处理；调解不成的可 通过仲裁、司法等途径解决争议。 第六十五条售电公司、虚拟电厂运营商出现下列违规 和扰乱市场秩序行为的，经调查核实后按以下规定处理，对 售电公司同时纳入信用评价： （一）以不正当竞争方式（如捏造并散布虚假信息、诋 毁竞争对手提供的服务）损害竞争对手商业信誉，对首次违 规行为予以暂停零售市场交易资格一周处理。 （二）冒用零售用户身份（包括盗用用户账号密码、以 不正当理由获取身份授权等）登录电力零售交易平台开展零 售交易、签订零售合同的，对首次违规行为予以暂停零售市 场交易资格一个月处理。 （三）以虚假身份或其他欺骗手段开展市场营销活动， 提供或发布虚假信息误导用户签约的，对首次违规行为予以 暂停零售市场交易资格一个月处理。 （四）未经用户授权将特定信息（如用电曲线、身份信 息等）提供给他人或挪作他用的，对首次违规行为予以暂停 零售市场交易资格一个月处理。
（五）拥有电网企业背景的售电公司、虚拟电厂运营商， 利用电网企业自然垄断优势，开展市场营销活动的，对首次 违规行为予以暂停零售市场交易资格一个月处理。 （六）拥有发电企业背景的售电公司，要确保发电业务 与售电业务在人员、财务、信息等方面的独立性，利用“发 售一体”关联关系操纵市场价格，进行不正当竞争的，对首 次违规行为予以暂停零售市场交易资格一个月处理。 （七）其他违反法规政策或市场规则的行为。 第六十六条售电公司、虚拟电厂运营商同时出现第六 十五条所列的多种行为的，经调查核实后按照“就高”原则 予以处理。 第六十七条售电公司、虚拟电厂运营商再次出现第六 十五条所列行为的，经调查核实后，视情节轻重予以暂停零 售市场交易资格两个月至一年直至强制退出市场处理，对售 电公司同时纳入信用评价。 第六十八条经营主体书面反映并提供佐证材料的违规 行为，经相关单位或部门核实属实的，由电力交易机构依据 上述规定予以处理。 第六十九条对经营主体违反法律法规的行为，相关部 门依法依规进行处理。
第十二章附则
第七十条本细则由福建能源监管办、福建省发改委组 织电力交易机构制定，经福建省电力市场管理委员会审议通
过后，报福建能源监管办、福建省发改委审定后执行。 第七十一条因国家及省内政策调整，导致本细则与相 关规定不符的以及本细则未尽事宜，按国家及省内最新政策 规定执行。 第七十二条本细则适用于我省履约时间为2026 年9 月 1 日起的零售市场交易，并根据实际工作需要，适时修订完 善。
附录名词解释 1. 电力批发市场：发电企业、批发用户、售电公司、 新型经营主体等各类经营主体之间通过市场化方式开展的 交易活动的总称。 2. 电力零售市场：售电公司、新型经营主体等与零售 用户之间开展的交易活动的总称。 3. 电能量市场：以电能量为交易标的物的市场。 4. 中长期电能量市场：符合基本条件的、已注册生效 的经营主体，通过双边协商、集中竞价、挂牌和滚动撮合等 市场化方式，开展的多年、年、多月（包括季度）、月、多 日（包括旬、周）等不同周期的电能量交易市场。 5. 现货电能量市场：符合基本条件的发电企业、电力 用户、售电公司、新型经营主体等经营主体，通过集中竞价 等市场化方式在日前及更短时间内为满足电力供需平衡和 安全约束而开展的电能量交割。 6. 经营主体：包括参与电力市场交易的发电企业、售 电公司（含独立售电公司和配售电公司）、电力用户（含电 力批发用户、电力零售用户和电网企业代理购电工商业用户） 和新型经营主体（含新型储能企业、虚拟电厂、智能微电网 等）。 7. 独立售电公司：不拥有配网运营权、不承担供电服 务的售电公司 8. 配售电公司：拥有配网运营权、承担供电服务的售 电公司。
9. 电力批发用户：直接参与批发市场交易的电力用户。 10. 电力零售用户：参与电力零售市场交易，向售电公 司、新型经营主体购电的电力用户。 11. 电网企业代理购电工商业用户：暂未直接参与市场 交易、由电网企业通过市场化方式代理购电的工商业用户。 12. 虚拟电厂：通过先进的信息通信技术、智能计量以 及优化控制技术，将分布式电源、分布式储能等分布式资源 进行集成，构成能响应电网需求、参与电力市场运行或接受 电网调度的系统。 13. 虚拟电厂运营商：将具备可调潜力或发电能力的分 布式电源、虚拟机组集中在一起，作为整体参与电力市场或 电网运行，并代理有关事宜的机构。 14. 电力零售交易平台：指电力交易机构运营的用于售 电公司和电力用户、虚拟电厂运营商与聚合资源开展零售套 餐交易的网站、系统及客户端。 15. 零售套餐：指售电公司和电力用户、虚拟电厂运营 商与聚合资源约定的包括但不限于交易履约周期、交易电价、 服务费等要素构成的购售电价格标准商品。
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关于征求《福建电力市场现货交易实施细则（2026年修订版）（征求意见稿）》意见的通知
福建省电力零售市场购售电合同
（参考文本）
（征求意见稿）
适用于电商化零售套餐交易
甲方（电力用户）：
乙方（售电公司或虚拟电厂运营商）：
使用说明 1.本合同适用于符合准入要求的售电公司（或虚拟电厂 运营商，下同）与电力用户通过福建电力零售交易平台（电 力交易平台和“e-交易”App）开展的零售套餐交易，明确
了双方的权利义务、零售套餐、零售结算方式以及合同变更 解除等条款。本合同中所有电力市场专业名词，除另有约定 外，均与《福建电力市场零售交易实施细则（试行）》及相 关市场规则中的定义一致。 2.零售合同统一采用电子合同方式签订，与纸质合同具 备同等效力，电子合同签订要素为零售套餐交易结果，由交 易双方、交易履约周期、零售套餐参数等构成。本合同通过 福建电力零售交易平台下载以供合同双方参考使用。 3.合同双方应妥善保管线上签约过程中使用的身份认证 要素（包括但不限于账号、密码、电子营业执照、短信验证 码等），勿向第三方提供，自愿承担未妥善保管导致的一切 风险及后果。 4.因市场规则调整变更，导致本合同与法律法规、国家 或福建省有关政策要求不符合、不兼容的，合同双方应在规 定时间内完成本合同信息变更。 5.对于上述使用说明的内容，合同双方均已认真阅读、
完全理解并同意，合同双方协商一致使用该合同，即视为知 悉并同意上述使用说明的全部内容。
本合同由以下双方共同签订： （1）甲方：_，系一家已在福建电力 交易中心电力零售交易平台注册公示通过、选择电商化零售 套餐交易的电力用户，企业工商注册所在地、统一社会信用 代码、法定代表人等企业相关信息及联络方式均以甲方在电 力零售交易平台的注册信息为准。 （2）乙方：_，系一家具有法人资格/ 经法人单位授权的售电公司，已在福建电力交易中心电力交 易平台注册公示通过，并按规定足额缴交履约保函（保险）， 企业工商注册所在地、统一社会信用代码、法定代表人等企 业相关信息及联络方式均以乙方在电力交易平台的注册信 息为准。
第一章 基本陈述
第一条 为规范电力零售市场交易行为，保障合同双方 合法权益，根据国家有关法律法规、电力市场相关规则及政 策文件精神，合同双方本着平等自愿、公平诚信的原则，通 过电力零售交易平台达成本合同，并按照本合同执行零售套
餐交易相关事宜。 第二条 甲、乙双方在此向对方陈述如下： 1.本方为一家依法设立并合法存续的企业，在福建电力 市场完成注册，具备电力市场交易资格，有权签署并有能力 履行本合同。 2.本方已充分理解福建电力市场有关规则，完全清楚电
力市场可能存在的风险，认同成交结果，同意按照本合同约 定执行，并自愿承担可能存在的后果。
3.本方签署和履行本合同所需的一切手续（包括办理必 要的政府批准、取得营业执照等）均已办妥并合法有效。 4.本方为签署本合同所需的内部授权程序均已完成，本 合同的签署人是本方法定代表人或授权代理人。本合同生效 后即对合同双方具有法律约束力。
第二章 权利和义务
第三条 甲方的权利： 1.根据与电网企业签订的《供用电合同》，按照国家有 关法规享受电网企业提供的有关接入和用电服务。 2.获得乙方履行本合同义务相关的信息、资料。 第四条 甲方的义务： 向乙方提供与履行本合同相关的其他信息。如实提供用
户用电信息，除居民、农业用电电量外，应全电量参与市场 交易。及时在福建电力交易中心进行注册信息变更、完善， 按时在电力零售交易平台完成零售套餐确认等工作。 第五条 乙方的权利： 1.依据合同约定获得零售服务相关费用； 2.要求甲方提供履行本合同义务相关的信息、资料及查
阅关口计量数据。 第六条 乙方的义务： 1.按照福建省电力市场有关规则，代理甲方参与电力交
易，并按规定结算和收支相关费用；
2.向甲方提供真实准确的有关电力零售套餐交易的相关
信息及资料，不得提供虛假的或误导性的信息； 3.对甲方的相关数据和资料承担相关保密义务； 4.向甲方、电网企业及福建电力交易中心提供与履行本 合同相关的其他信息。
第三章 电价、计量与结算
第七条 甲方的终端到户电价除本合同约定的购电价格 外，还包括上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、 政府性基金及附加等组成，具体按照国家和省内有关规定执 行。 第八条 电能计量 甲方结算电量以甲方与电网企业签订的供用电合同中 所约定的抄表时间抄录和计量点关口表计量电量为依据。本 合同履行期间，若电能计量点（或营销户号）发生变更，甲 方应及时完成营销业务系统信息变更。 第九条 结算方式 1.在本合同执行期内，福建电力交易中心按照合同双方 通过电力零售交易平台签约确认的零售套餐各项参数（合同 双方通过电力零售交易平台达成的电力零售套餐参数详见 附件），按月开展零售市场线上结算并出具结算依据。电网 企业按照福建电力市场运行基本规则及配套实施细则开展 电费核算及收支。 2.甲方月度结算电量按甲方月度实际电量结算，以电网 企业电力计量装置采集并推送至福建电力交易中心的实际
电量为准。 3.合同双方达成的绿色电力交易，按相关政策或规则要 求结算。乙方在电力交易平台关联至甲方的绿电交易电量， 作为甲方的绿电交易合同电量参与结算。
第四章 合同变更和解除
第十条 合同双方经协商一致后，可在电力零售交易平 台对零售套餐参数进行变更，双方依变更后的套餐参数履行 合同。 第十一条 本合同的订立、效力、解释、履行和争议的 解决均适用于中华人民共和国法律。因国家法律、法规发生 变化或者政府有关部门、能源监管机构出台有关规定、规则， 导致双方不能正常履行合同约定时，双方依据法律法规妥善 解决。 第十二条 合同双方经过协商一致，可通过电力零售交 易平台开展合同解约，解除次月起所有月份（不含履约当月） 的合同。 第十三条 本合同有效期内，任何一方发生下列事件， 自动解除次月起所有月份（不含履约当月）的合同： 1.强制退出电力市场； 2.聚合资源与虚拟电厂技术支持系统的聚合关系经电力 负荷管理中心确定为失效。
第五章 违约和赔偿
第十四条 任何一方违反本合同约定条款视为违约，除 按本合同约定或依法可免除责任的情形外，合同另一方有权
要求违约方按照《中华人民共和国民法典》的相关规定承担
违约责任并赔偿违约造成的经济损失。
第六章 兰争议的解决
第十五条 凡因执行本合同所发生的与本合同有关的一
切争议，双方应本着互利共惠、公平诚信的原则协商解决。
如协商不成，双方依法提请任何一方所在地人民法院通过民 事诉讼程序解决。
第七章 附则
第十六条 合同双方对交易信息应履行保密义务，不得 泄露商业机密。合同双方均应保证其从另一方取得的所有无
法自公开渠道获得的资料和文件（包括财务、技术等内容） 予以保密。未经该资料和文件的原提供方同意，不得向任何
第三方透露该资料和文件的全部或任何部分，但按照法律、
法规规定可做出披露的情况除外。
本合同中保密的条款在本合同解除后仍然有效。
第十七条 本合同及其附件构成双方就本合同标的达成 的全部内容。交易双方可自行对合同未尽事项进行协商并签
订补充协议。
甲方（盖章）：乙方（盖章）： 日期：年月日日期：年月日
附录：
福建省电力零售套餐参数表 （常规电能量套餐）
单位：元/Mwh
交易月份×X××年××月 公司名称：以福建电力零售交易平台登记信息为准 电力用户统一社会信用代码：以福建电力零售交易平台登记信息为准 （甲方）甲方联系人：以福建电力零售交易平台登记信息为准 联系电话：以福建电力零售交易平台登记信息为准 公司名称：以福建电力交易平台登记信息为准 售电公司统一社会信用代码：以福建电力交易平台登记信息为准 （乙方）乙方联系人：以福建电力交易平台登记信息为准 联系电话：以福建电力交易平台登记信息为准 交易履约周期XXX×年××月至XXX×年××月
零售套餐类别口固定价格套餐/ 口 市场均价+浮动价套餐（不分时段）/ 口市场均价+浮动价套餐（分24个时段）/口固定价格＋市场均价套餐
1.固定价格套餐参数 套餐电价P（保留小数点后三位）
核电意向交易电量Q发 （可选）（自然数） 2. 市场均价＋浮动价套餐参数（不分时段）
市场均价P腔自动计算 浮动价APrs位（保留小数点后三位）
核电意向交易电量Q城 （可选）（自然数） 3.市场均价＋浮动价套餐参数（分24个时段）
市场均价PgM自动计算
浮动价APg动舱（保留小数点后三位）
核电意向交易电量Q技也（可选）（自然数） 4.固定价格＋市场均价套餐参数 固定价格P圖定（保留小数点后三位）
市场均价Bg自动计算
固定价格约定比例 m%（保留小数点后一位）% 核电意向交易电量Q发 （可选）（自然数） 说明： 1. “固定价格”套餐 零售用户与售电公司约定的套餐电价尸为一口价，不随市场行情浮动。零售用户可
根据电力市场运行情况、燃煤发电市场价格走势等相关信息，合理确定签约的套餐电价。 对“固定价格”套餐设置封顶价格条款，当套餐电价尸超过封顶价格时，按照封顶价格 结算。封顶价格Bw票算法如下： Pa=Pat×（1+n%）
其中： Pasm为履约月全体售电公司批发市场结算综合均价（含电能量结算均价及中长期签
约比例考核的返还费用、市场不平衡分摊或返还费用、发电成本补偿分摊费用等度电折合 电价，不含月度追退补电量，下同）。中长期合同签约比例考核是对未按规定比例签订中 长期合同的批发市场主体按偏差电量计算的考核费用，返还对象为按规定比例签订的主 体，具体按福建省结算实施细则相关规定计算。市场不平衡分摊或返还费用、发电成本补 偿分摊费用，具体按福建省现货交易实施细则相关规定计算。 n%为封顶系数，由福建省发改委会同福建能源监管办组织电力交易机构提出，经市 场管理委员会审议后明确。 （1）“市场均价＋浮动价”套餐 零售用户与售电公司在市场均价的基础上，约定一定的上浮或下浮价格。对“市场均 价＋浮动价”套餐设置封顶价格条款。根据双方是否选择分时段签约，分为不分时段套餐、 分时段套餐。 （2） 不分时段“市场均价＋浮动价”套餐 零售用户与售电公司在市场均价Payt的基础上，约定浮动价AP净动价。套餐电价P算 法如下： P=Pso+APPa份
其中： Pa原则间上。 APp动价为约定的上浮或下浮价格。 套餐电价P超过封顶价格时的结算原则及PHm算法均与“固定价格”套餐相同。 （3）分时段“市场均价+浮动价”套餐 零售用户与售电公司在24个时段市场均价Batr的基础上，约定每个时段的浮动价 AP动价。套餐电价P 算法如下： P，=PsMn+AP动价
其中： Patr为时段t履约月全体售电公司批发市场分时段结算综合均价（含电能量结算均 价及中长期签约比例考核的返还费用、市场不平衡分摊或返还费用、发电成本补偿分摊费 用等度电折合电价，不含月度追退补电量，下同），具体计算原则同上。 AP保动价原则同上，且24个时段均相同。 套餐电价P超过封顶价格时的结算原则与“固定价格”套餐相同。封顶价格P 按24个时段设置，算法如下： Pisnt ×（1+n%）
其中： P均份t原则同上。 n%取值原则与“固定价格”套餐相同。 3. “固定价格＋市场均价”套餐 零售用户与售电公司约定的套餐电价为固定价格与市场均价分别按固定价格约定比 例、剩余比例加权计算形成。对“固定价格＋市场均价”套餐设置封顶价格条款。套餐电 价 P算法如下： P=P定×m%+P高价×（1-m%） 其中： 「起为一口价。 m%为固定价格约定比例，取值范围为A≤m%≤，名、2由福建省发改委
会同福建能源监管办组织电力交易机构提出，经市场管理委员会审议后明确。 Pan原则同上。 套餐电价P超过封顶价格时的结算原则及Pww算法均与“固定价格”套餐相同。 4.零售用户核电意向交易电量 零售用户在年度用电中如有购买核电需求，在与售电公司签订常规电能量套餐时，需 进一步勾选核电需求标识，并合理约定核电的意向交易电量。售电公司与核电发电企业作 为对手方的双边协商、挂牌等交易的对应标的批发合同中，通过电力交易平台按照合同生 成时间先后顺序、等比例原则匹配零售用户核电合同溯源电量。
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福建电力交易中心有限公司关于征求《福建电力市场零售交易实施细则（2026年第二次修订版）（征求意见稿）》及零售市场合同参考文本（征求意见稿）意见的通知
关于福建电力市场零售交易实施细则 （2026 年修订版）相关条款的修订建议 （征求意见稿） 为进一步完善电力零售市场机制，加强市场风险防控， 促进零售市场规范有序发展，结合福建电力市场运行实际， 建议对《福建电力市场零售交易实施细则（2026 年修订版）》 部分条款进行修订。相关建议如下： 一、新增零售用户授权查看售电公司相关信息的权利 原文：第七条零售用户的权利和义务： （一）按照电力交易机构相关规定提交注册资料，完成 市场注册，并根据实际情况及时完成注册信息变更。 （二）按照电力市场政策、规则参与电力零售交易，自 主选择售电公司和零售套餐，与售电公司确定购售电关系并 签订零售合同。 （三）在零售合同有效期内，根据市场规则向签约售电 公司提供用于开展电力零售交易所需的电力电量需求、典型 负荷曲线及其他信息。 （四）履行与售电公司签订的零售合同，按相关规定和 零售合同承担违约责任。 （五）获取、查看结算依据和电费账单，按规定时间核 对并确认其准确性和完整性。负责向电网企业提供用于资金 收付的银行账户，按规定向电网企业支付款项，完成电费支
付。 （六）依法依规披露和提供相关市场信息，获得市场交 易相关信息。 （七）具备负荷调节能力的零售用户，可自主选择资源 聚合类经营主体（含虚拟电厂运营商等），由其聚合参与电 能量交易在内的多品种交易。 （八）法律法规规定的其他权利和义务。 修订为：第七条零售用户的权利和义务： …… （八）经售电公司、资源聚合类经营主体授权后，获得 其批发市场结算均价等信息。 …… 修订理由：为便于零售用户了解所签约售电公司的经营 情况，新增零售用户经授权可查看售电公司相关信息的权利。 二、新增零售用户实名认证工作要求 原文：第十三条经营主体参与电力零售交易前，应在 电力交易平台完成注册。 修订为：第十三条……注册时，应完成电力交易平台 法人（自然人）实名认证和法定代表人（自然人）实名授权， 并对授权管理员账号信息的准确性和真实性负责。 修订理由：根据国家关于加强电力零售市场管理有关要 求，新增零售用户实名认证相关要求。 三、删除“保底售电服务机制”条款，改为单列“保底 售电和临时售电管理”小节
原文： 第十八条保底售电服务机制 （一）当售电公司存在未在截止期限前缴清结算费用， 不符合市场履约风险有关要求，以及自愿或强制退出市场、 其购售电合同经自主协商、整体转让未处理完成的情况时， 电力交易机构报福建省发改委和福建能源监管办同意后，启 动保底售电服务，按照福建省保底售电相关规定执行。 （二）已直接参与市场交易的零售用户，应在零售合同 履约到期前，及时签订后续时间的零售合同；与售电公司解 除零售合同的，也应及时签订新的零售合同。未及时签订零 售合同且未转为批发用户的，按照福建省保底售电相关规定 执行。 修订为：删除第十八条，新增“第二章市场成员及其 权利与义务”下“第四节保底售电和临时售电管理”相关 条款（共六条）： 第二十二条保底售电公司遴选 （一）保底售电公司每年确定一次，由售电公司申请， 电力交易机构开展遴选。 （二）年度中长期批发市场交易开展前，电力交易机构 按照以下条件公开透明组织开展保底售电公司遴选： 1.经营稳定、资金储备充足且资产总额2 亿元以上。 2.信用良好。无不良行为记录且最近一次信用评价结果 为AA 等级及以上。 3.人员技术实力强。
（三）电力交易机构对提出申请的售电公司按照近12 个月实际售电量（不含保底售电电量）从高到低排序，选取 满足遴选条件的若干家售电公司作为下一年度保底售电公 司，报福建省发改委同意后，向经营主体公布。 （四）保底售电公司一经公布，原则上年度内不予变更。 若保底售电公司退出电力市场或被取消保底售电资格，电力 交易机构按本条款第（三）点递进替换。 第二十三条保底售电服务启动 （一）当售电公司存在不符合市场履约风险有关要求， 以及自愿或强制退出市场，其购售电合同经自主协商、整体 转让未处理完成等情况时，电力交易机构报福建省发改委和 福建能源监管办同意后，启动保底售电服务。 （二）启动保底售电服务时，电力交易机构书面通知保 底售电公司、拟退出售电公司，以及拟退出售电公司的批发 合同各方、电力用户，保底售电公司从发出通知次月起承接 批发合同及电力用户服务。拟退出售电公司和保底售电公司 按照企业名称的拼音字母排序，依次对应启动保底售电服务； 退出市场的同一家售电公司的批发合同电量及零售用户，原 则上由单家保底售电公司承接。保底售电服务对应的市场化 交易单独结算。 （三）零售用户因原代理售电公司退市原因造成无法正 常履约的，在售电公司退市后，可与其他售电公司签订新的 零售合同或转为批发用户；否则次月起由保底售电公司承接。
售电公司退市当月用户按签约套餐结算，次月按实时现货市 场加权均价结算，后续月份按保底售电套餐价格结算。 第二十四条临时售电服务启动 （一）已直接参与市场交易的零售用户，零售合同履约 期满后，未在规定时间内签订零售合同且未转为批发用户的， 自无合同可履约月份起，由保底售电公司临时售电，按保底 售电套餐价格结算，直至用户签订新的零售合同或转为批发 用户。 （二）启动临时售电服务时，电力交易机构按照同一启 动时间的电力用户和保底售电公司企业名称的拼音字母排 序，依次完成自动匹配，双方无须另外签订零售合同。 第二十五条保底售电公司须对保底售电业务单独记账、 独立核算，并每月将相关价格水平、盈亏情况、保底售电用 户变化情况报福建省发改委，同时抄送电力交易机构。 第二十六条电力交易机构定期汇总保底售电用户名单， 向福建省发改委、福建能源监管办备案，并在电力交易平台 以公开信息发布。 第二十七条保底售电公司应本着诚信和专业原则提供 保底售电服务服务，严格执行市场交易规则、遵守市场监管 制度。保底售电公司应积极引导承接的保底售电用户完成零 售合同签订，电力交易机构原则上于每年10 月底前统计保 底售电公司承接的保底售电用户当年新签零售合同情况，承 接的保底售电用户全年转换率低于30%（包含新签零售合同 或转为批发用户等）的保底售电公司，取消次年度保底售电
公司遴选资格。 修订理由：一是结合《福建省保底售电管理办法（2025 年修订版）》，增补保底售电公司遴选、保底售电服务启动、 临时售电服务启动等相关条款。二是根据国家关于加强电力 零售市场管理有关事项要求，调整保底售电价格。 四、优化零售套餐机制，包括调整市场均价定义，新增 “固定价格+市场均价”套餐，取消“价差分享/分摊”套餐， 调整“市场均价+服务费”套餐为“市场均价+浮动价”套餐 原文： 第二十七条常规电能量套餐 现阶段，常规电能量套餐分为“固定价格”、“市场均 价+服务费”、“价差分享/分摊”套餐。 （一）“固定价格”套餐 ……封顶价格 封顶 P 算法如下： ） （ 均价 封顶 n% 1 P P 其中： 均价 P 为履约月全体售电公司批发市场电能量结算均价 （不含月度追退补电量，下同），按福建省现货交易等相关 规定计算。 …… （二）“市场均价+服务费”套餐 零售用户与售电公司在市场均价的基础上，约定售电公 司提供电力市场化购售电交易服务的服务费。对“市场均价
+服务费”套餐设置封顶价格条款。根据双方是否选择分时 段签约，分为不分时段套餐、分时段套餐。 1.不分时段“市场均价+服务费”套餐 零售用户与售电公司在市场均价 均价 P 的基础上，约定服 务费 0P 。套餐电价P算法如下： 0P P P 均价 其中： 均价 P 为履约月全体售电公司批发市场电能量结算均价，按 福建省现货交易等相关规定计算。 0P 为不包括为用户提供设备运维、巡检等非电力市场化 购售电交易服务的费用， 0 P 。 套餐电价P 超过封顶价格时的结算原则及 封顶 P 算法均与 “固定价格”套餐相同。 2.分时段“市场均价+服务费”套餐 零售用户与售电公司在24 个时段市场均价 t P均价的基础上， 约定每个时段的服务费 0P 。套餐电价 tP 算法如下： t t P P P 均价 其中： t P均价为时段t 履约月全体售电公司批发市场电能量分时 段结算均价，按福建省现货交易等相关规定计算。 0P 原则同上，且24 个时段均相同。 套餐电价P 超过封顶价格时的结算原则与“固定价格” 套餐相同。封顶价格 t 封顶价格 P 按24 个时段设置，算法如下： ） （ 均价 封顶价格 n% t t P P
其中： t 均价 P 为时段t 履约月全体售电公司批发市场电能量结算 均价，按福建省现货交易等相关规定计算。 n%取值原则与“固定价格”套餐相同。 （三）“价差分享/分摊”套餐 售电公司与零售用户约定的套餐电价在基准价的基础 上，对本售电公司购电均价低于或高于基准价的部分，按约 定的比例分享或分摊给用户。对“价差分享/分摊”套餐设置 封顶价格条款。套餐电价P算法如下： % k P P P P ） （ 购电均价 基准 基准 其中： 基准 P 为履约月全体售电公司批发市场电能量结算均价 均价 P 。 购电均价 P 为履约月本售电公司批发市场电能量结算均价 （不含月度追退补电量，下同），按福建省现货交易等相关 规则计算。 % k 为归用户的分享或分摊比例，取值范围为 % % k ，�取值保留一位小数。 套餐电价P 超过封顶价格时的结算原则及 封顶 P 算法均与 “固定价格”套餐相同。 修订为： 第三十二条常规电能量套餐 现阶段，常规电能量套餐分为“固定价格”、“市场均 价+浮动价”、“固定价格+市场均价”套餐。
（一）“固定价格”套餐 …… 其中： 均价 P 为履约月全体售电公司批发市场结算综合均价（含 电能量结算均价及中长期合同签约比例考核的返还费用、市 场不平衡分摊或返还费用、发电成本补偿分摊费用等度电折 合电价，不含月度追退补电量，下同）。中长期合同签约比 例考核是对未按规定比例签订中长期合同的批发市场主体 按偏差电量计算的考核费用，返还对象为按规定比例签订的 主体，具体按福建省结算实施细则相关规定计算。市场不平 衡分摊或返还费用、发电成本补偿分摊费用，具体按福建省 现货交易实施细则相关规定计算。 （二）“市场均价+浮动价”套餐 零售用户与售电公司在市场均价的基础上，约定一定的 上浮或下浮价格。对“市场均价+浮动价”套餐设置封顶价 格条款。根据双方是否选择分时段签约，分为不分时段套餐、 分时段套餐。 1.不分时段“市场均价+浮动价”套餐 零售用户与售电公司在市场均价 均价 P 的基础上，约定浮 动价 浮动价 P 。套餐电价P 算法如下： 浮动价 均价 P P P 其中： 均价 P 原则同上。 浮动价 P 为约定的上浮或下浮价格。
…… 2.分时段“市场均价+浮动价”套餐 零售用户与售电公司在24 个时段市场均价 t P均价的基础上， 约定每个时段的浮动价 浮动价 P 。套餐电价 tP 算法如下： 浮动价 均价 P P P t t 其中： t P均价为时段t 履约月全体售电公司批发市场分时段结算 综合均价（含电能量结算均价及中长期合同签约比例考核的 返还费用、市场不平衡分摊或返还费用、发电成本补偿分摊 费用等度电折合电价，不含月度追退补电量，下同），具体 计算原则同上。 浮动价 P 原则同上，且24 个时段均相同。 …… 其中： t 均价 P 原则同上。 …… （三）“固定价格+市场均价”套餐 零售用户与售电公司约定的套餐电价为固定价格与市 场均价分别按固定价格约定比例、剩余比例加权计算形成。 对“固定价格+市场均价”套餐设置封顶价格条款。套餐电 价P 算法如下： ） （ 均价 固定 m% - m% P P P 其中： 固定 P 为一口价。
m%为固定价格约定比例，取值范围为 m% ， 1、 2由福建省发改委会同福建能源监管办组织电力交易机构 提出，经市场管理委员会审议后明确。 均价 P 原则同上。 套餐电价P 超过封顶价格时的结算原则及 封顶 P 算法均与 “固定价格”套餐相同。 修订理由：一是调整市场均价定义，传导部分市场类费 用至零售侧，反映售电公司购电综合成本。二是增加“固定 价格+市场均价”套餐，起到稳定价格预期和传导批发价格 的作用。三是取消价差分享/分摊套餐，降低市场套利行为风 险。四是将市场均价套餐中的“服务费”调整为“浮动价”， 可正可负，与国家政策方向进一步贴合。 五、增加零售用户核电溯源相关条款 增补一条： 第三十三条零售用户核电合同溯源 零售用户在年度用电中如有购买核电需求，在与售电公 司签订常规电能量套餐时，需进一步勾选核电需求标识，并 合理约定核电的意向交易电量Q 核电。 售电公司与核电发电企业作为对手方的双边协商、挂牌 等交易的对应标的批发合同中，通过电力交易平台按照合同 生成时间先后顺序、等比例原则匹配零售用户核电合同溯源 电量：
（一）若售电公司的核电批发合同电量小于零售用户 的∑Q 核电，则按各零售用户Q 核电，等比例匹配核电合同溯源电 量。 （二）若售电公司的核电批发合同电量大于等于零售 用户的∑Q 核电，则按各零售用户Q 核电等值匹配核电合同溯源 电量，核电批发合同电量超出部分不进行市场化溯源匹配。 如有调整，按照省内或电力交易机构有关方案执行 修订理由：国家政策明确了核电电量纳入非化石能源消 费核算体系，为服务电力用户开展核电消费的核算认证，增 补明确批发市场成交的核电合同电量在零售侧的分配原则。 六、增补明确保底售电套餐结算价格 原文：第二十九条保底售电套餐。零售用户与售电公 司根据福建省保底售电相关规定，自动匹配形成保底价格， 双方无须另外签约零售合同。 修订为：第三十五条保底售电套餐。……保底售电套 餐电价为当月“固定价格”套餐的封顶价格。 修订理由：根据《福建省保底售电管理办法（2025 年修 订版）》有关规定增补明确。 七、优化月度（多月）套餐执行周期及交易组织相关表 述 原文： 第三十一条零售套餐品种及执行周期。 …… （二）月度（含多月）套餐。交易标的为一个月或连续
多月的电能量，起始时间为次月1 日，终止时间不超过当年 12 月31 日，交易履约周期最短为一个自然月。现阶段，为 确保虚拟电厂运营商形成相对稳定的聚合调节能力，聚合类 零售套餐的执行周期统一为次月1 日至当年12 月31 日。 第三十六条零售套餐交易组织时间。 …… （二）月度（含多月）套餐交易。按工作日连续开市， 每月工作日9:00-11:00、15:00-17:00 组织开展，交易组织 截止日期为每月20 日（如遇节假日，截止日期相应提前）。 已签约年度套餐且未解约的零售用户和聚合资源，不得再次 签约月度（含多月）套餐。 …… 修订为： 第三十七条零售套餐品种及执行周期。 （二）月度（含多月）套餐。交易标的为当年度一个月 或连续多月的电能量，起始时间为当年度签约次月1 日，终 止时间不超过当年12 月31 日，交易履约周期最短为一个自 然月、最长不超过11 个自然月。现阶段，为确保虚拟电厂 运营商形成相对稳定的聚合调节能力，聚合类零售套餐的执 行周期统一为当年度签约次月1 日至当年12 月31 日。 第四十二条零售套餐交易组织时间。 （二）月度（含多月）套餐交易。每年1 至11 月按工 作日连续开市，开市时间为9:00-11:00、15:00-17:00，交 易组织截止日期为每月20 日（如遇节假日，截止日期相应
提前）。已签订套餐且在履约期内的经营主体，不得重复签 订同一标的周期内的相同类别套餐。 修订理由：进一步明确月度（含多月）套餐交易的履约 周期和交易组织时间，与年度套餐交易进一步区分。优化套 餐签订原则。 八、建立零售市场履约保障与交易限额的约束机制 原文： 第三十三条售电公司、虚拟电厂运营商参与电力零售 交易前，应参照《售电公司管理办法》足额提交履约保函（保 险）。 第四十条同一投资主体（含关联企业）所属的售电公 司和虚拟电厂运营商负荷类聚合单元，合计代理零售用户参 与全年零售交易电量不超过上年度全省电力市场直接交易 电量的15%，售电公司和虚拟电厂运营商负荷类聚合单元的 交易电量计算标准为其代理零售用户签约月之前12 个月的 日均用电量（以交易平台信息披露数据为准）×签约天数。 保底售电公司保底售电用户的历史用电量不计入交易电量。 修订为： 第三十九条售电公司、虚拟电厂运营商参与电力零售 交易前，应参照国家及我省售电公司履约保障管理相关规定 足额提交履约保障凭证，其缴交的履约保障凭证额度与零售 交易签约电量限额相关联。 第四十六条零售交易签约电量限额 （一）全年零售交易签约电量限额为以下值取小：
1.同一投资主体（含关联企业）所属的售电公司和虚拟 电厂运营商负荷类聚合单元，合计代理零售用户参与全年零 售交易电量不超过上年度全省售电公司签约售电总量的20%。 2.单个售电公司和虚拟电厂运营商负荷类聚合单元的零 售交易签约电量限额，由电力交易机构在交易前一个工作日 17:30 根据履约保障剩余额度折算得出。其中，履约保障剩 余额度为售电公司和虚拟电厂运营商实际缴纳有效期至交 易履约次年4 月底的履约保障凭证额度扣减其历史欠费和 “日清分”批零倒挂费用累计值，折算标准暂定为1 分/千 瓦时，后续按照福建省履约保障凭证管理相关规定执行。 （二）售电公司和虚拟电厂运营商负荷类聚合单元意向 签约的零售用户预计用电量，应不超过零售交易签约电量限 额。其中：零售用户的预计用电量按照签约月之前12 个月 的日均用电量（以交易平台信息披露数据为准）×签约天数 计算得出。 （三）保底售电公司保底售电用户的历史用电量不计入 零售交易签约电量。 修订理由：一是根据国家关于加强电力零售市场管理有 关事项要求，调整同一投资主体（含关联企业）售电总量限 额计算标准。二是增补履约保障凭证测算标准，明确与零售 交易电量限额相关联。 九、明确分时段套餐发布要求 原文：第三十七条零售套餐上架。售电公司、虚拟电 厂运营商在年度套餐或月度（含多月）套餐交易开市前，应
通过电力零售交易平台公开发布上架套餐。其中，每家售电 公司须至少发布一款零售套餐，且在零售市场交易开市期间 始终保持上架。 修订为：第四十三条零售套餐上架。……其中，每家 售电公司须至少发布一款零售套餐且必须包括分时段套餐， 并在零售市场交易开市期间始终保持上架。 修订理由：根据国家关于加强电力零售市场管理有关事 项要求，明确售电公司必须对外发布分时段套餐的要求。 十、增补虚拟电厂聚合交易组织原则 原文：第三十八条零售套餐交易方式 …… （二）虚拟电厂运营商与聚合资源的套餐交易方式为 双边协商交易方式，以聚合单元及其聚合资源为单位，由聚 合单元发起聚合类零售套餐签约。交易组织事项参照售电公 司与零售用户相关规定执行。 修订为：第三十八条零售套餐交易方式 （二）……虚拟电厂运营商开展聚合类零售套餐签约时， 资源范围为电力负荷管理中心确认的已接入虚拟电厂技术 支持系统的聚合资源，其余交易组织事项参照售电公司与零 售用户相关规定执行。 修订理由：根据《福建省虚拟电厂常态化参与电能量市 场交易相关事宜（试行）》有关规定进行增补。 十一、增补零售合同签订和约定解除原则 原文：
第四十二条零售合同签订。零售合同统一采用电子合 同方式签订，合同签订要素为零售套餐交易结果，由交易双 方、交易履约周期、零售套餐参数等构成。…… 第四十五条零售合同的解除 …… （二）合同约定解除。发生因聚合资源与虚拟电厂技术 支持系统的聚合关系失效、任意一方被强制退市等符合双方 合同约定的解除事由，造成零售合同无法继续履约的，自动 解除次月起所有月份（不含履约当月）的零售合同。零售合 同约定解除偿付事宜由双方线下自行协商处理。 …… 修订为： 第四十八条零售合同签订。零售合同统一采用电子合 同方式签订，合同签订要素为零售套餐交易结果，由交易双 方、交易履约周期、零售套餐参数等构成，合同履约事项按 照交易规则和细则相关规定执行。 第五十一条零售合同的解除 （二）合同约定解除。……，以及相关方自动减少业务 地、自动市场注销、被强制退市等符合双方合同约定的解除 事由，……。 修订理由：一是进一步明确零售合同履约要求。二是考 虑售电公司因工商注销被自动市场注销等实际业务情况，增 补合同约定解除有关情形。 十二、修订月度调平电量分解原则
原文：第四十九条结算流程 （一）结算数据准备。电力交易机构应于零售市场闭市 后1 个工作日内向电网企业推送次月参与结算的零售用户、 聚合资源项目清单，并明确是否签约分时段零售套餐。电网 企业（含配售电公司）应于每月第1 个自然日内向电力交易 机构推送参与零售市场交易的零售用户和聚合资源项目的 上月24 个时段用电量或全月用电量、全月上网电量、月度 调平电量等计量数据，以及分布式电源发电项目月度纳入机 制的电量，其中：签订分时段套餐的零售用户月度调平电量 平均分配至月度24 个时段分时电量，电量单位为兆瓦时， 按照三位小数舍尾，若存在尾差，尾差电量纳入第十二时段 电量。 …… 修订为：第五十五条结算流程 （一）结算数据准备。……其中：签订分时段套餐的零 售用户，月度调平电量按各时段月度累计日清分时电量曲线 比例分摊，电量以兆瓦时为单位，保留三位小数按绝对值舍 尾，尾差按0.001 兆瓦时自第1 时段起滚动分摊；分摊以各 时段电量为限扣减至0 为止。 修订理由：按月度累计日清分时电量曲线比例分摊，更 贴合用户实际用电结构，分摊结果更公平；尾差按最小精度 循环处理更精细；扣减以零为限，确保不出现负电量。 十三、修订追退补计算原则、增补差错月用户峰谷电价 执行原则
原文：第五十条追退补和清算 …… （三）追退补调整追溯期自月度结算依据发布之日起不 超过3 个月，差错电量退补调整只开展电能量电费退补，其 他相关费用不进行重新清算，且不联动影响其他经营主体。 未超过3 个月的，由电力交易机构根据电网企业提供的追退 补电量数据，按发生当月的零售套餐（含聚合类零售套餐） 价格（其中，分时段零售套餐价格取当月套餐的电能量结算 加权均价）计算、编制并出具追退补结算依据。超过3 个月 的，零售用户由电网企业按发生当月的代理购电价格开展电 费追退补，分布式电源发电项目由电网企业按照发生当月月 度发电侧实时市场同类项目加权平均价格开展电费追退补。 …… 修订为：第五十六条追退补和清算 （三）追退补调整追溯期自月度结算依据发布之日起不 超过3 个月，……未超过3 个月且选择重新计算涉及月份结 算结果退补方式的，由电力交易机构根据电网企业提供的追 退补电量数据……。超过3 个月的，零售用户由电网企业按 发生当月的代理购电价格开展电费追退补，按差错发生当月 的峰谷电价政策执行；…… 修订理由：进一步明确追退补计算不同场景；增补明确 超过3 个月追溯期的用户追退补原则。 十四、新增零售市场信息披露相关要求 原文：
第五十二条电力交易机构应披露信息： （一）售电公司相关信息。包括：售电公司注册名称、 联系方式、营业场所地址、交易电量额度、信用评价结果及 风险预警等信息。（公众信息） …… 第五十三条电网企业应披露信息： （一）电力用户历史用电数据、用电量等用电信息。（特 定信息） （二）聚合资源主体历史分时用电、上网电量信息。（特 定信息） 第五十四条售电公司应披露信息： （一）零售套餐产品信息。（公众信息） （二）零售套餐月度分类电量规模。（公开信息） 修订为： 第五十八条电力交易机构应披露信息： （一）售电公司相关信息。包括：…… 售电公司代理用户数量。（公开信息） 第五十九条电网企业应披露信息： （一）零售用户平均到户电价。（公众信息）…… 第六十条售电公司应披露信息： （二）零售套餐月度分类电量规模、关联交易量价、异 常经营信息。（公开信息） （三）批发市场结算综合均价（含分时段结算均价）。 （特定信息）
修订理由：一是根据国家关于加强电力零售市场管理有 关事项要求，增补电力交易机构、电网企业披露内容；二是 根据增补的零售用户有关权利，增补售电公司披露内容。 十五、新增电力用户授权交易员管理要求 新增一条： 第六十九条电力用户授权交易员管理 （一）电力用户的授权交易员（账号管理员）原则上应 由本单位（本集团）正式人员担任。电力用户应对平台上填 报的人员信息、提交的交易员授权材料的真实性、自愿性、 合法性承担法律责任。 （二）为避免发生市场纠纷，售电公司（含其居间人员） 原则上不应接受电力用户的授权，以用户授权交易员（账号 管理员）的身份代替用户登陆电力交易平台开展各类操作。 （三）因特殊情形，售电公司（含其居间人员）确需代 替用户登录电力交易平台开展操作的，除应事先获取用户的 授权委托书外，还应留存能够证明授权过程中已充分告知用 户对外授权风险、且授权系用户真实意愿的佐证材料。因佐 证材料不充分导致交易授权难以处置的，按照售电公司交易 异常行为予以处置。 修订理由：规范零售市场电力用户指定授权交易员的行 为，防范因不当授权产生的市场风险。 十六、进一步明确售电公司信用评价执行要求 原文：第六十三条电力交易机构按照《福建省售电公 司信用评价办法》有关规定，对售电公司在零售市场交易中
出现的不正当竞争、提供虚假信息、进行虚假宣传等违规行 为，定期开展信用评价。 修订为：第七十条……国家如出台售电公司信用评价 办法，按最新政策要求执行。 修订理由：明确国家办法未出台前，仍执行省内有关规 定。待国家办法出台后，从其规定。 十七、增补违规行为处置要求 原文： 第六十五条售电公司、虚拟电厂运营商出现下列违规 和扰乱市场秩序行为的，经调查核实后按以下规定处理，对 售电公司同时纳入信用评价： …… （三）以虚假身份或其他欺骗手段开展市场营销活动， 提供或发布虚假信息误导用户签约的，对首次违规行为予以 暂停零售市场交易资格一个月处理。 …… 第六十六条售电公司、虚拟电厂运营商同时出现第六 十五条所列的多种行为的，经调查核实后按照“就高”原则 予以处理。 第六十七条售电公司、虚拟电厂运营商再次出现第六 十五条所列行为的，经调查核实后，视情节轻重予以暂停零 售市场交易资格两个月至一年直至强制退出市场处理，对售 电公司同时纳入信用评价。 修订为：
第七十二条售电公司、虚拟电厂运营商出现下列违规 和扰乱市场秩序行为的，经调查核实后按以下规定处理，对 售电公司同时纳入信用评价： （三）以虚假身份或其他欺骗手段开展市场营销活 动，……，制造舆情扰乱市场秩序的，对首次违规行为予以 暂停零售市场交易资格一个月处理。…… 第七十三条售电公司、虚拟电厂运营商同时出现第七 十二条所列的多种行为的，…… 第七十四条售电公司、虚拟电厂运营商再次出现第七 十二条所列行为的，…… 修订理由：根据国家关于加强电力零售市场管理有关事 项要求，增补售电公司违规行为处置原则。 十八、修订零售细则适用原则 原文：第七十二条本细则适用于我省履约时间为2026 年9 月1 日起的零售市场交易，并根据实际工作需要，适时 修订完善。 修订为：第七十九条本细则适用于我省履约时间为 2027 年1 月1 日起的零售市场交易，并根据国家政策及实 际需要，适时修订完善。 修订理由：明确零售套餐交易适用周期。 十九、修订零售市场监督和管理职能 原文： 第五条国家能源局福建监管办公室（以下简称“福建 能源监管办”）、福建省发展和改革委员会（以下简称“福
建省发改委”）依据职能依法履行对福建电力零售市场的监 督和管理职责。 第七十条本细则由福建能源监管办、福建省发改委组 织电力交易机构制定，经福建省电力市场管理委员会审议通 过后，报福建能源监管办、福建省发改委审定后执行。 修订为： 第五条福建省发展和改革委员会（以下简称“福建省 发改委”）、国家能源局福建监管办公室（以下简称“福建 能源监管办”）依据职能依法履行对福建电力零售市场的管 理和监督职责。 第七十七条本细则由福建省发改委、福建能源监管办 组织电力交易机构制定，经福建省电力市场管理委员会审议 通过后，报福建省发改委、福建能源监管办审定后执行。 修订理由：根据国家关于加强电力零售市场管理有关事 项要求修订。
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福建电力交易中心有限公司关于征求《福建电力市场零售交易实施细则（2026年第二次修订版）（征求意见稿）》及零售市场合同参考文本（征求意见稿）意见的通知
福建电力市场零售交易实施细则 （2026 年第二次修订版） （征求意见稿） 福建电力交易中心有限公司 2026 年10 月
第一章总则
第一条为建立规范、高效的电力零售市场，规范经营 主体零售交易行为，维护零售市场良好秩序，促进市场健康 有序发展，依据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制 改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）及其配套文件、《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）、《福建电力市场 运行基本规则（2025 年修订版）》（闽监能市场规〔2025〕 19 号）等文件要求，结合福建电力市场实际，制定本细则。 第二条本细则所称的电力零售交易是指福建省内售电 公司与零售用户之间通过电力零售交易平台（包括电力交易 平台和“e-交易”App，下同），以签约零售套餐的方式开 展的购售电交易。虚拟电厂运营商（含负荷聚合商）与分布 式电源、可调节负荷等聚合资源之间的交易活动纳入零售市 场管理范畴，结合市场发展适时扩大经营主体范围。 第三条本细则适用于福建电力零售市场的运营管理。 第四条电力零售市场运营管理遵循市场主导、公平开 放、创新高效、诚信合规的运营原则。 第五条福建省发展和改革委员会（以下简称“福建省 发改委”）、国家能源局福建监管办公室（以下简称“福建 能源监管办”）依据职能依法履行对福建电力零售市场的管 理和监督职责。
第二章市场成员及其权利与义务
第六条电力零售市场成员包括经营主体、电力交易机 构和提供输配电服务的电网企业。本细则中的经营主体包括 零售用户、售电公司（含配售电公司）、新型经营主体（含 分布式电源、虚拟电厂运营商等）。 第七条零售用户的权利和义务： （一）按照电力交易机构相关规定提交注册资料，完成 市场注册，并根据实际情况及时完成注册信息变更。 （二）按照电力市场政策、规则参与电力零售交易，自 主选择售电公司和零售套餐，与售电公司确定购售电关系并 签订零售合同。 （三）在零售合同有效期内，根据市场规则向签约售电 公司提供用于开展电力零售交易所需的电力电量需求、典型 负荷曲线及其他信息。 （四）履行与售电公司签订的零售合同，按相关规定和 零售合同承担违约责任。 （五）获取、查看结算依据和电费账单，按规定时间核 对并确认其准确性和完整性。负责向电网企业提供用于资金 收付的银行账户，按规定向电网企业支付款项，完成电费支 付。 （六）依法依规披露和提供相关市场信息，获得市场交 易相关信息。 （七）具备负荷调节能力的零售用户，可自主选择资源 聚合类经营主体（含虚拟电厂运营商等），由其聚合参与电 能量交易在内的多品种交易。
（八）经售电公司、资源聚合类经营主体授权后，获得 其批发市场结算均价等信息。 （九）法律法规规定的其他权利和义务。 第八条售电公司（含配售电公司）的权利和义务： （一）按照电力交易机构相关规定提交注册资料，完成 市场注册，并根据实际情况及时完成注册信息变更。 （二）按照电力市场政策、规则参与电力市场交易，足 额提交履约保障凭证，及时发布、更新零售套餐，与零售用 户确定购售电关系并签订零售合同。 （三）在零售合同有效期内，经用户授权后有权获取代 理用户的历史分时用电数据、用电需求等信息，并协商做好 零售合同的调整和确认工作。 （四）履行与代理零售用户签订的零售合同，代理其参 与电力批发交易，按相关规定和零售合同承担违约责任。 （五）落实相关政策规则要求，向代理零售用户提供电 力市场入市政策、交易结算规则、套餐结算说明、市场交易 行情等专业售电服务，不得提供虚假或误导性的信息。 （六）获取、查看结算依据和电费账单，按规定时间核 对并确认其准确性和完整性。负责向电网企业提供用于资金 收付的银行账户，按规定向电网企业支付或收取款项，完成 电费收付。 （七）拥有配电网运营权的售电公司根据《售电公司管 理办法》等规定开展电费结算。 （八）依法依规披露和提供相关市场信息，获得市场交
易和输配电服务等相关信息，承担代理零售用户信息保密义 务。 （九）保底售电公司按国家及福建相关政策规定向零售 用户提供保底售电服务。 （十）法律法规规定的其他权利和义务。 第九条分布式电源的权利和义务： （一）按照电力交易机构相关规定提交注册资料，完成 市场注册，并根据实际情况及时完成注册信息变更。 （二）按照电力市场政策、规则参与电力市场交易，可 自主选择资源聚合类经营主体（含虚拟电厂运营商等），确 定聚合关系并签订聚合服务合同。 （三）在聚合服务合同有效期内，按照市场规则向签约 的资源聚合类经营主体提供用于开展聚合服务所需信息、响 应调节指令和控制要求，根据合同获得收益。 （四）履行签订的聚合服务合同，按相关规定和聚合服 务合同承担违约责任。 （五）获取、查看结算依据和电费账单，按规定时间核 对并确认其准确性和完整性。负责向电网企业提供用于资金 收付的银行账户，按规定向电网企业收取款项，完成电费收 取。 （六）分布式电源按要求完成项目建档立卡工作，及时 提供或核对绿证核发所需信息，并对信息的真实性、准确性 负责。 （七）依法依规披露和提供相关市场信息，获得市场交
易、输配电服务等相关信息。 （八）法律法规规定的其他权利和义务。 第十条虚拟电厂运营商的权利和义务： （一）按照电力交易机构相关规定提交注册资料，完成 市场注册，并根据实际情况及时完成注册信息变更。 （二）按照电力市场政策、规则参与电力市场交易，参 照售电公司足额提交履约保障凭证，及时发布、更新聚合类 零售套餐，与聚合资源确定聚合关系并签订聚合服务合同。 （三）在聚合服务合同有效期内，依据合同获取相关方 履行合同的信息及资料，根据电力系统运行需要，协调各聚 合资源的运行状态、发用电计划等，提供电能量、辅助服务、 需求响应等市场服务。 （四）履行签订的聚合服务合同，代理聚合资源参与电 力批发交易，按相关规定和聚合服务合同承担违约责任。 （五）获取、查看结算依据和电费账单，按规定时间核 对并确认其准确性和完整性。负责向电网企业提供用于资金 收付的银行账户，按规定向电网企业支付或收取款项，完成 电费收付。 （六）依法依规披露和提供相关市场信息，获得市场交 易等相关信息，承担代理聚合资源的信息保密义务。 （七）按要求配合电力负荷管理中心或电力调度机构开 展可调节容量、调节性能、数据交互等功能测试，根据参与 交易品种接入新型负荷管理系统或电力调度自动化系统。开 展聚合资源实时监测，按要求主动提供调节能力变化情况。
（八）承担电网安全保供义务，按规定服从电力调度机 构统一调度，不得擅自调整运行参数。 （九）法律法规规定的其他权利和义务。 第十一条电力交易机构的权利和义务： （一）提供零售市场经营主体市场注册、信息变更和退 出等相关服务，并及时向电网企业提供经营主体注册、信息 变更、入市及退出相关信息。 （二）负责电力零售交易平台的建设、运维与管理。 （三）负责电力零售交易组织实施，监测分析零售市场 运行情况，对经营主体违反交易规则、扰乱市场秩序等违规 行为及时向福建能源监管办和福建省发改委报告，并配合进 行调查。 （四）负责通过电力交易平台向零售市场经营主体及电 网企业出具结算依据，提供结算相关服务。 （五）收取并管理售电公司、虚拟电厂运营商履约保障 凭证。 （六）经福建省发改委授权开展售电公司等经营主体信 用评价工作，配合开展市场争议处理，维护市场秩序。 （七）负责电力市场信息披露的实施，按照国家信息安 全与保密、电力市场信息披露相关政策规则要求，依法发布 和披露信息，并承担保密义务。 （八）参与制定零售市场交易规则和信用评价管理制度。 （九）法律法规规定的其他权利和义务。 第十二条电网企业的权利和义务：
（一）负责零售用户用电信息维护和变更，并及时向电 力交易机构反馈用户销户、过户、分户、并户等变更情况。 （二）负责零售用户供用电合同管理和分布式电源购售 电合同管理。 （三）负责向电力交易机构提供支撑市场化交易、结算 和市场服务所需的相关数据，保证数据交互的完整性、准确 性和及时性。 （四）负责零售用户、聚合资源的计量管理，并根据电 力交易机构推送的结算依据，开展电费结算，按期向经营主 体出具电费账单，提供电费账单查询等服务。 （五）负责根据电费账单按时完成电费收付，并向发生 付款违约的经营主体催缴欠款。对于逾期仍未全额付款的售 电公司、虚拟电厂运营商，向电力交易机构提出履约保障凭 证的使用申请。 （六）依法依规披露和提供相关市场信息，获得市场交 易等相关信息。 （七）组织协调计量和电费结算有关问题，参与协调结 算依据有关问题。 （八）法律法规规定的其他权利和义务。
第三章经营主体管理
第一节基本要求
第十三条经营主体参与电力零售交易前，应在电力交 易平台完成注册。注册时，应完成电力交易平台法人（自然
人）实名认证和法定代表人（自然人）实名授权，并对授权 管理员账号信息的准确性和真实性负责。 第十四条经营主体的市场注册、信息变更、市场注销、 持续性满足注册条件等业务要求，按照福建电力市场注册相 关规定执行。
第二节电力用户参与市场方式
第十五条市场化用户的分类 市场化用户（工商业用户）根据其是否直接参与市场交 易，分为直接交易用户和电网代理购电用户，其中：直接交 易用户根据其直接参与市场交易的方式，分为批发用户和零 售用户。 第十六条市场化用户注册生效后，可自主选择参与电 力零售交易或电力批发交易，其中：选择参与电力零售交易 的，通过电力零售交易平台与售电公司签约零售套餐建立购 售电关系，成为零售用户。 第十七条市场化用户参与市场交易的方式可按月转换。 （一）电网代理购电用户转直接交易用户 电网代理购电用户可在每月零售市场交易闭市前，自主 选择与售电公司签约零售套餐，从次月起转为零售用户。也 可通过电力交易平台自主操作，完成批发市场入市风险阅知 和进入批发市场真实意愿确认后，从次月起转为批发用户。 （二）批发用户与零售用户相互转换 1.批发用户转零售用户：
每月零售市场交易闭市前，批发用户可自主选择一家售 电公司签约零售套餐建立购售电关系，从次月起转为零售用 户。零售套餐签约后，批发用户所持有的后续月份中长期交 易合同转移至该售电公司，其中：绿电合同转移后电量自动 关联至该用户，售电公司与用户结算的绿电环境价值由双方 另行签约的绿电环境权益套餐确定。 2.零售用户转批发用户： 每月零售市场交易闭市前，零售用户在确认后续月份不 存在未执行的零售合同（零售合同履约到期或已解除）的前 提下，通过电力交易平台自主操作，完成批发市场入市风险 阅知和进入批发市场真实意愿确认后，从次月起转为批发用 户。
第三节分布式电源参与市场方式
第十八条分布式电源根据国家及福建省新能源入市相 关政策规定，可选择直接参与市场、聚合参与市场、接受市 场价格等三种方式，其中：选择聚合参与市场的即进入零售 市场。 第十九条分布式电源可自主选择一家资源聚合类经营 主体（含虚拟电厂运营商等），以聚合方式参与市场。其中： 选择虚拟电厂运营商聚合代理的，应在办理注册前按照电力 负荷管理中心或电力调度机构相关要求完成虚拟电厂技术 支持系统接入，建立聚合关系后，通过电力零售交易平台与 该虚拟电厂运营商签约聚合类零售套餐，完成聚合关系确认。 分布式电源以发电项目为单位参与交易。
第二十条选择虚拟电厂运营商聚合代理的分布式电源 项目，可在每年规定时间内选择次年度拟转换的参与市场方 式，包括直接转聚合、聚合转直接参与市场方式。 （一）分布式电源项目由直接转聚合方式，应按以下原 则开展： 1.电力负荷管理中心确认分布式电源项目已被聚合接入 虚拟电厂技术支持系统。 2.虚拟电厂运营商注册信息变更生效，新增匹配对应的 分布式电源项目关联关系。 3.分布式电源项目确认次年度不存在未执行的批发交易 合同。 4.分布式电源项目于每年度零售市场交易闭市前与对应 的虚拟电厂运营商聚合单元按要求确定聚合关系，完成直接 转聚合方式转换。 （二）分布式电源项目由聚合转直接方式，应满足福建 省新能源入市相关政策要求，并按以下原则开展： 1.电力负荷管理中心确认分布式电源项目已取消接入虚 拟电厂技术支持系统。 2.虚拟电厂运营商注册信息变更生效，原聚合关系次月 起自动失效。 3.分布式电源项目于每年度零售市场交易闭市前选择以 直接参与方式入市，完成聚合转直接方式转换。 第二十一条已聚合参与交易的分布式电源项目，应在 聚合服务合同履约到期前，及时签订后续时间的聚合服务合
同。未及时与资源聚合类经营主体（含虚拟电厂运营商等） 签订新的聚合服务合同且未转为直接参与市场方式的，自无 聚合服务合同可履约的月份起按接受市场价格方式参与市 场。
第四节保底售电和临时售电管理
第二十二条保底售电公司遴选 （一）保底售电公司每年确定一次，由售电公司申请， 电力交易机构开展遴选。 （二）年度中长期批发市场交易开展前，电力交易机构 按照以下条件公开透明组织开展保底售电公司遴选： 1.经营稳定、资金储备充足且资产总额2 亿元以上。 2.信用良好。无不良行为记录且最近一次信用评价结果 为AA 等级及以上。 3.人员技术实力强。 （三）电力交易机构对提出申请的售电公司按照近12 个月实际售电量（不含保底售电电量）从高到低排序，选取 满足遴选条件的若干家售电公司作为下一年度保底售电公 司，报福建省发改委同意后，向经营主体公布。 （四）保底售电公司一经公布，原则上年度内不予变更。 若保底售电公司退出电力市场或被取消保底售电资格，电力 交易机构按本条款第（三）点递进替换。 第二十三条保底售电服务启动 （一）当售电公司存在不符合市场履约风险有关要求， 以及自愿或强制退出市场，其购售电合同经自主协商、整体
转让未处理完成等情况时，电力交易机构报福建省发改委和 福建能源监管办同意后，启动保底售电服务。 （二）启动保底售电服务时，电力交易机构书面通知保 底售电公司、拟退出售电公司，以及拟退出售电公司的批发 合同各方、电力用户，保底售电公司从发出通知次月起承接 批发合同及电力用户服务。拟退出售电公司和保底售电公司 按照企业名称的拼音字母排序，依次对应启动保底售电服务； 退出市场的同一家售电公司的批发合同电量及零售用户，原 则上由单家保底售电公司承接。保底售电服务对应的市场化 交易单独结算。 （三）零售用户因原代理售电公司退市原因造成无法正 常履约的，在售电公司退市后，可与其他售电公司签订新的 零售合同或转为批发用户；否则次月起由保底售电公司承接。 售电公司退市当月用户按签约套餐结算，次月按实时现货市 场加权均价结算，后续月份按保底售电套餐价格结算。 第二十四条临时售电服务启动 （一）已直接参与市场交易的零售用户，零售合同履约 期满后，未在规定时间内签订零售合同且未转为批发用户的， 自无合同可履约月份起，由保底售电公司临时售电，按保底 售电套餐价格结算，直至用户签订新的零售合同或转为批发 用户。 （二）启动临时售电服务时，电力交易机构按照同一启 动时间的电力用户和保底售电公司企业名称的拼音字母排 序，依次完成自动匹配，双方无须另外签订零售合同。
第二十五条保底售电公司须对保底售电业务单独记账、 独立核算，并每月将相关价格水平、盈亏情况、保底售电用 户变化情况报福建省发改委，同时抄送电力交易机构。 第二十六条电力交易机构定期汇总保底售电用户名单， 向福建省发改委、福建能源监管办备案，并在电力交易平台 以公开信息发布。 第二十七条保底售电公司应本着诚信和专业原则提供 保底售电服务服务，严格执行市场交易规则、遵守市场监管 制度。保底售电公司应积极引导承接的保底售电用户完成零 售合同签订，电力交易机构原则上于每年10 月底前统计保 底售电公司承接的保底售电用户当年新签零售合同情况，承 接的保底售电用户全年转换率低于30%（包含新签零售合同 或转为批发用户等）的保底售电公司，取消次年度保底售电 公司遴选资格。
第四章零售套餐
第二十八条零售套餐是零售市场经营主体约定购售电 资费的标准化商品，分为标准化零售套餐和定制化零售套餐。 （一）标准化零售套餐指按照规定的套餐模板配置上架、 向社会公众公开发布的套餐。 （二）定制化零售套餐指在套餐模板基础上，双方可协 商约定套餐各项参数，由一方定向推送至对应对象的套餐。 虚拟电厂运营商与聚合资源之间签约的聚合类零售套 餐纳入零售套餐管理。
第二十九条零售套餐制定原则 （一）售电公司、虚拟电厂运营商制定套餐时应充分结 合自身运营成本、批发市场购电成本、市场交易能力、风险 预控能力等因素合理确定套餐价格。 （二）售电公司与零售用户、虚拟电厂运营商与聚合资 源之间签约的零售套餐交易价格应不包括非电力市场化购 售电交易费用（如设备运维费等）。 第三十条零售套餐内容。公开上架的零售套餐包括但 不限于套餐类型、执行周期、交易电量约束、电能量交易价 格、绿电环境权益价值、是否允许协商变更等关键条款。零 售套餐按自然月生效。 第三十一条零售套餐类别。零售套餐分为常规电能量 套餐、绿电环境权益套餐和保底售电套餐，以及适应新型经 营主体参与市场需要的聚合类零售套餐。 第三十二条常规电能量套餐 现阶段，常规电能量套餐分为“固定价格”、“市场均 价+浮动价”、“固定价格+市场均价”套餐。 （一）“固定价格”套餐 零售用户与售电公司约定的套餐电价P为一口价，不随 市场行情浮动。零售用户可根据电力市场运行情况、燃煤发 电市场价格走势等相关信息，合理确定签约的套餐电价。对 “固定价格”套餐设置封顶价格条款，当套餐电价P 超过封 顶价格时，按照封顶价格结算。封顶价格 封顶 P 算法如下： ） （ 均价 封顶 n% 1 P P
其中： 均价 P 为履约月全体售电公司批发市场结算综合均价（含 电能量结算均价及中长期签约比例考核的返还费用、市场不 平衡分摊或返还费用、发电成本补偿分摊费用等度电折合电 价，不含月度追退补电量，下同）。中长期合同签约比例考 核是对未按规定比例签订中长期合同的批发市场主体按偏 差电量计算的考核费用，返还对象为按规定比例签订的主体， 具体按福建省结算实施细则相关规定计算。市场不平衡分摊 或返还费用、发电成本补偿分摊费用，具体按福建省现货交 易实施细则相关规定计算。 n%为封顶系数，由福建省发改委会同福建能源监管办组 织电力交易机构提出，经市场管理委员会审议后明确。 （二）“市场均价+浮动价”套餐 零售用户与售电公司在市场均价的基础上，约定一定的 上浮或下浮价格。对“市场均价+浮动价”套餐设置封顶价 格条款。根据双方是否选择分时段签约，分为不分时段套餐、 分时段套餐。 1.不分时段“市场均价+浮动价”套餐 零售用户与售电公司在市场均价 均价 P 的基础上，约定浮 动价 浮动价 P 。套餐电价P 算法如下： 浮动价 均价 P P P 其中： 均价 P 原则同上。 浮动价 P 为约定的上浮或下浮价格。
套餐电价P 超过封顶价格时的结算原则及 封顶 P 算法均与 “固定价格”套餐相同。 2.分时段“市场均价+浮动价”套餐 零售用户与售电公司在24 个时段市场均价 t P均价的基础上， 约定每个时段的浮动价 浮动价 P 。套餐电价 tP 算法如下： 浮动价 均价 P P P t t 其中： t P均价为时段t 履约月全体售电公司批发市场分时段结算 综合均价（含电能量结算均价及中长期签约比例考核的返还 费用、市场不平衡分摊或返还费用、发电成本补偿分摊费用 等度电折合电价，不含月度追退补电量，下同），具体计算 原则同上。 浮动价 P 原则同上，且24 个时段均相同。 套餐电价P 超过封顶价格时的结算原则与“固定价格” 套餐相同。封顶价格 t 封顶价格 P 按24 个时段设置，算法如下： ） （ 均价 封顶价格 n% t t P P 其中： t 均价 P 原则同上。 n%取值原则与“固定价格”套餐相同。 （三）“固定价格+市场均价”套餐 零售用户与售电公司约定的套餐电价为固定价格与市 场均价分别按固定价格约定比例、剩余比例加权计算形成。 对“固定价格+市场均价”套餐设置封顶价格条款。套餐电 价P 算法如下：
） （ 均价 固定 m% - m% P P P 其中： 固定 P 为一口价。 m%为固定价格约定比例，取值范围为 m% ， 1、 2由福建省发改委会同福建能源监管办组织电力交易机构 提出，经市场管理委员会审议后明确。 均价 P 原则同上。 套餐电价P 超过封顶价格时的结算原则及 封顶 P 算法均与 “固定价格”套餐相同。 第三十三条零售用户核电合同溯源 零售用户在年度用电中如有购买核电需求，在与售电公 司签订常规电能量套餐时，需进一步勾选核电需求标识，并 合理约定核电的意向交易电量Q 核电。 售电公司与核电发电企业作为对手方的双边协商、挂牌 等交易的对应标的批发合同中，通过电力交易平台按照合同 生成时间先后顺序、等比例原则匹配零售用户核电合同溯源 电量： （一）若售电公司的核电批发合同电量小于零售用户 的∑Q 核电，则按各零售用户Q 核电，等比例匹配核电合同溯源电 量。 （二）若售电公司的核电批发合同电量大于等于零售 用户的∑Q 核电，则按各零售用户Q 核电等值匹配核电合同溯源 电量，核电批发合同电量超出部分不进行市场化溯源匹配。 如有调整，按照省内或电力交易机构有关方案执行。
第三十四条绿电环境权益套餐 零售用户根据绿电溯源需求，可选择签订常规绿电环境 权益套餐或小时级绿电环境权益套餐，也可同时签订两类套 餐。 1.常规绿电环境权益套餐 该套餐适用于购买非小时级绿电的零售用户。零售用户 通过其签约的售电公司购买绿电，绿电电能量的购买按用户 与售电公司签约的常规电能量套餐执行，无需另行约定。在 此基础上用户通过与同一售电公司签约该套餐，约定由用户 承担的绿电环境权益价值 绿证 P （即所购绿电对应的绿证价格）， 绿证 P 。 鼓励售电公司向零售用户充分传导省内批发市场绿电 交易环境权益价值， 绿证 P 结算时原则上不超过 ） （ 绿证均价 r% 1 P 。 其中： 绿证均价 P 为履约月全体售电公司省内批发市场绿电交易环 境权益结算均价。 r%为传导系数，由福建省发改委会同福建能源监管办组 织电力交易机构提出，经市场管理委员会审议后明确。 2.小时级绿电环境权益套餐 该套餐适用于购买小时级绿电的零售用户。零售用户与 售电公司在签约常规电能量套餐的基础上，通过与同一售电 公司签约该套餐，约定由用户承担的全月24 个时段绿电环 境价值 t 绿证 P ， t 绿证 P 。
鼓励售电公司向零售用户充分传导省内批发市场绿电 交易分时段环境价值， t 绿证 P 结算时原则上不超过 ） （ 绿证均价 r% t P ， t 绿证均价 P 为履约月全体售电公司省内批发市场 绿电交易分时段环境价值结算均价。 r%取值同常规绿电环境权益套餐。 第三十五条保底售电套餐。零售用户与售电公司根据 福建省保底售电相关规定，自动匹配形成保底价格，双方无 须另外签约零售合同。保底售电套餐电价为当月“固定价格” 套餐的封顶价格。 第三十六条聚合类零售套餐 （一）虚拟电厂运营商发电类聚合单元 1.“固定价格”套餐 虚拟电厂运营商发电类聚合单元与代理的聚合资源约 定的套餐电价P为一口价，并按照我省新能源入市相关政策 对未纳入机制的电量按套餐结算。 2.常规绿电聚合类套餐 聚合资源（分布式电源）与虚拟电厂运营商发电类聚合 单元在签约“固定价格”套餐的基础上，通过与同一虚拟电 厂运营商签约该套餐，约定由聚合资源分享的绿电环境权益 价值 绿证 P 和预计交易电量Q， 绿证 P 、Q 绿证≥0，虚拟电厂运 营商所有常规绿电聚合类套餐的∑Q 绿证＞0。 （二）虚拟电厂运营商负荷类聚合单元 现阶段按照常规电能量套餐、绿电环境权益套餐及保底 套餐设置，条件具备时拓展“可调节资源类”套餐。
第三十七条零售套餐品种及执行周期。根据交易标的 起止时间不同，分为年度、月度（含多月）套餐。 （一）年度套餐。交易标的为完整年度电能量，起始时 间为次年的1 月1 日，终止时间为次年的12 月31 日。 （二）月度（含多月）套餐。交易标的为当年度一个月 或连续多月的电能量，起始时间为当年度签约次月1 日，终 止时间不超过当年12 月31 日，交易履约周期最短为一个自 然月、最长不超过11 个自然月。现阶段，为确保虚拟电厂 运营商形成相对稳定的聚合调节能力，聚合类零售套餐的执 行周期统一为当年度签约次月1 日至当年12 月31 日。 第三十八条零售套餐变更和解除。经营主体如有需求， 经双方协商一致，可变更尚未履约月份的零售套餐类别、参 数或解除零售合同后签约新的套餐。 现阶段，虚拟电厂运营商除被暂停交易或退出市场外， 暂不允许其与代理的聚合资源解除聚合服务合同。
第五章零售交易组织
第一节基本要求
第三十九条售电公司、虚拟电厂运营商参与电力零售 交易前，应参照国家及我省售电公司履约保障管理相关规定 足额提交履约保障凭证，其缴交的履约保障凭证额度与零售 交易签约电量限额相关联。 第四十条虚拟电厂运营商可在全省范围内聚合资源， 根据聚合资源类别分别聚合为发电类、负荷类聚合单元，以
聚合单元为单位参与交易。被聚合的资源主体之间不可开展 交易。发电类、负荷类聚合单元的聚合范围按照福建省虚拟 电厂相关规定执行。 第四十一条每家零售用户、分布式电源项目在同一合 同有效期内，仅可与一家售电公司或资源聚合类经营主体 （含虚拟电厂运营商等）建立购售电关系或聚合关系，且全 部工商业用电量或上网电量均通过该售电公司或资源聚合 类经营主体（含虚拟电厂运营商等）代理参与市场交易，不 得再单独参与电力批发交易。
第二节交易组织
第四十二条零售套餐交易组织时间。经营主体应在电 力交易机构规定的时间内完成零售套餐下单，合同签订、变 更和解除。 （一）年度套餐交易。每年底前组织开展，交易结束时 间不晚于年度批发市场交易开市时间。所有已注册生效、零 售合同履约到期或解除的零售用户和聚合资源，以及保底售 电用户均可购买年度套餐。 （二）月度（含多月）套餐交易。每年1 至11 月按工 作日连续开市，开市时间为9:00-11:00、15:00-17:00，交 易组织截止日期为每月20 日（如遇节假日，截止日期相应 提前）。已签订套餐且在履约期内的经营主体，不得重复签 订同一标的周期内的相同类别套餐。 （三）零售套餐变更和解除。每月工作日9:00-11:00、 15:00-17:00 组织开展次月起未履约月份的零售套餐变更和
解除，交易组织截止日期为每月20 日（如遇节假日，截止 日期相应提前）。 第四十三条零售套餐上架。售电公司、虚拟电厂运营 商在年度套餐或月度（含多月）套餐交易开市前，应通过电 力零售交易平台公开发布上架套餐。其中，每家售电公司须 至少发布一款零售套餐且必须包括分时段套餐，并在零售市 场交易开市期间始终保持上架。 第四十四条零售套餐交易方式 （一）售电公司与零售用户的套餐交易方式分为挂牌交 易、双边协商交易两种，零售用户仅可选择其中一种方式。 1.挂牌交易：指售电公司发布标准化零售套餐，用户自 主选择摘牌确认。包括套餐上架、套餐比选、确认套餐等三 个环节： （1）套餐上架。售电公司按照不同的零售套餐类别和 参数约束条件，开展套餐配置并挂牌发布。 （2）套餐比选。零售用户从各售电公司已发布的零售 套餐中选择意向套餐。 （3）确认套餐。零售用户确认其选定购买的零售套餐 各项参数信息。 开展挂牌交易的零售用户初次选定购买售电公司发布 的标准化零售套餐，摘牌结果24 小时后生效。未生效期间 允许零售用户取消摘牌一次；如零售用户取消并再次选定购 买任意标准化零售套餐，则此次摘牌结果即生效。
2.双边协商交易：指零售用户与售电公司双方协商达成 的定制化交易。双边协商交易包括两种方式： （1）零售用户发起协商交易。零售用户在可协商零售 套餐基础上发起协商邀约，售电公司根据协商结果对零售套 餐进行调整，并将调整后的零售套餐发送给对应零售用户。 零售用户确认购买的零售套餐各项参数信息。 （2）售电公司发起协商交易。零售用户与售电公司协 商一致后，由售电公司在电力零售交易平台上配置定制化的 零售套餐，并将定制后的零售套餐向对应零售用户推送。零 售用户确认购买的零售套餐各项参数信息。 开展双边协商交易的零售用户一经确认购买售电公司 的定制化零售套餐，交易结果立即生效，不可取消。 （二）虚拟电厂运营商与聚合资源的套餐交易方式为双 边协商交易方式，以聚合单元及其聚合资源为单位，由聚合 单元发起聚合类零售套餐签约。虚拟电厂运营商开展聚合类 零售套餐签约时，资源范围为电力负荷管理中心确认的已接 入虚拟电厂技术支持系统的聚合资源，其余交易组织事项参 照售电公司与零售用户相关规定执行。 第四十五条零售套餐下架。除规定上架的零售套餐外， 售电公司、虚拟电厂运营商可自主下架已发布的零售套餐。 已签约该套餐的零售用户、聚合资源对应的零售合同在有效 期内继续执行。 第四十六条零售交易签约电量限额 （一）全年零售交易签约电量限额为以下值取小：
1.同一投资主体（含关联企业）所属的售电公司和虚拟 电厂运营商负荷类聚合单元，合计代理零售用户参与全年零 售交易电量不超过上年度全省售电公司签约售电总量的20%。 2.单个售电公司和虚拟电厂运营商负荷类聚合单元的零 售交易签约电量限额，由电力交易机构在交易前一个工作日 17:30 根据履约保障剩余额度折算得出。其中，履约保障剩 余额度为售电公司和虚拟电厂运营商实际缴纳有效期至交 易履约次年4 月底的履约保障凭证额度扣减其历史欠费和 “日清分”批零倒挂费用累计值，折算标准暂定为1 分/千瓦 时，后续按照福建省履约保障凭证管理相关规定执行。 （二）售电公司和虚拟电厂运营商负荷类聚合单元意向 签约的零售用户预计用电量，应不超过零售交易签约电量限 额。其中：零售用户的预计用电量按照签约月之前12 个月 的日均用电量（以交易平台信息披露数据为准）×签约天数 计算得出。 （三）保底售电公司保底售电用户的历史用电量不计入 零售交易签约电量。 第四十七条当售电公司、虚拟电厂运营商被暂停交易 后，在暂停交易期间不得参与批发市场交易，也不得与零售 用户、聚合资源签约或变更零售套餐；原代理的零售用户、 聚合资源可继续由其代理，按原签约套餐结算。暂停交易期 间，允许双方协商一致，自次月起解除套餐签约关系。其中， 虚拟电厂运营商与聚合资源的解约，应在电力负荷管理中心
同步完成接入关系变更且将变更信息推送至电力交易平台， 完成推送后自动解除套餐签约关系。
第六章零售合同
第四十八条零售合同签订。零售合同统一采用电子合 同方式签订，合同签订要素为零售套餐交易结果，由交易双 方、交易履约周期、零售套餐参数等构成，合同履约事项按 照交易规则和细则相关规定执行。经营主体在电力零售交易 平台进行零售套餐签约、变更或解除，将自动进行零售合同 参数登记。电子合同与纸质合同具备同等效力，电力交易机 构不再另行组织签订纸质合同。 第四十九条零售市场经营主体可根据需要，通过电力 零售交易平台下载电子文本以供使用。电子文本由合同参考 文本和零售套餐交易结果组成，售电公司和零售用户之间、 负荷类聚合单元与其聚合资源之间参照零售合同参考文本 开展零售交易，发电类聚合单元与其聚合资源之间参照聚合 服务合同参考文本开展零售交易。合同参考文本仅适用于福 建省内零售市场交易。 第五十条零售合同的变更。在零售合同有效期内，因 市场规则调整变更，导致零售合同与法律法规、国家或福建 省相关政策要求不符合、不兼容的，经营主体应在电力交易 机构规定的时间内完成零售合同信息变更。 第五十一条零售合同的解除 （一）双方协商解除。经营主体如有需要，经双方协商
一致，可通过电力零售交易平台解除次月起所有月份（不含 履约当月）的零售合同，由零售用户、聚合资源发起，售电 公司或虚拟电厂运营商确认。 （二）合同约定解除。发生因聚合资源与虚拟电厂技术 支持系统的聚合关系失效，以及相关方自动减少业务地、自 动市场注销、被强制退市等符合双方合同约定的解除事由， 造成零售合同无法继续履约的，自动解除次月起所有月份 （不含履约当月）的零售合同。零售合同约定解除偿付事宜 由双方线下自行协商处理。 （三）法定解除。任何一方要求根据法律规定解除零售 合同，应当在生效法律文书确认零售合同解除后，由电力交 易机构根据生效法律文书的内容解除双方已签订的零售合 同。
第七章零售市场结算
第五十二条零售市场结算周期。现货市场运行期间， 售电公司、虚拟电厂运营商聚合单元在批发市场按照“日清 月结”原则开展结算，零售用户、聚合资源主体按照“月清 月结”原则开展结算。电力交易机构按日对售电公司、虚拟 电厂运营商已执行的成交结果进行清分计算并发布清分结 果，按月出具售电公司、虚拟电厂运营商、零售用户、聚合 资源主体的结算依据。 第五十三条售电公司、虚拟电厂运营商应与电网企业 在电费结算前签订电费结算协议。电网企业按月根据电力交
易机构出具的结算依据，发布电费账单，开具或收取电费发 票，进行电费结算和收付。 第五十四条零售市场经营主体结算原则 （一）零售用户 零售用户市场化结算费用由电力交易机构根据电力零 售交易平台上的零售合同结算参数和用户实际用电量计算。 （二）聚合资源主体 聚合资源主体以项目为单位开展结算，其市场化结算费 用由电力交易机构根据电力零售交易平台上的聚合类零售 套餐结算参数和扣减机制电量后的实际发电上网电量、用电 下网电量计算，对于分布式电源纳入机制的电量按我省新能 源入市相关政策结算。不同项目的上网、下网电量应单独计 量，不得进行冲抵、不得内部平衡。 （三）售电公司、虚拟电厂运营商 虚拟电厂运营商市场化交易的收益按照发电类聚合单 元、负荷类聚合单元分别计算。 售电公司、虚拟电厂运营商负荷类聚合单元的市场化交 易的收益=零售市场结算费用-批发市场结算费用； 虚拟电厂运营商发电类聚合单元的市场化交易的收益= 批发市场结算费用-零售市场结算费用。 其中：批发市场结算费用根据中长期、现货和辅助服务 交易规则计算；零售市场结算费用为其代理的所有零售用户 或聚合资源市场化结算费用的总和。 第五十五条结算流程
（一）结算数据准备。电力交易机构应于零售市场闭市 后1 个工作日内向电网企业推送次月参与结算的零售用户、 聚合资源项目清单，并明确是否签约分时段零售套餐。电网 企业（含配售电公司）应于每月第1 个自然日内向电力交易 机构推送参与零售市场交易的零售用户和聚合资源项目的 上月24 个时段用电量或全月用电量、全月上网电量、月度 调平电量等计量数据，以及分布式电源项目月度纳入机制的 电量，其中：签订分时段套餐的零售用户，月度调平电量按 各时段月度累计日清分时电量曲线比例分摊，电量以兆瓦时 为单位，保留三位小数按绝对值舍尾，尾差按0.001 兆瓦时 自第1 时段起滚动分摊；分摊以各时段电量为限扣减至0 为 止。 （二）结算依据编制。电力交易机构根据有关结算规则 对零售市场经营主体开展量价清分、费用计算与校核，编制 形成结算依据。 （三）结算依据发布。电力交易机构按照《电力市场计 量结算基本规则》及省内相关规则的要求出具并发布结算依 据。 （四）电费结算。电网企业根据电力交易机构出具正式 结算依据，编制并出具零售市场经营主体电费账单，完成电 费收付。 第五十六条追退补和清算 （一）因政策或规则调整等原因，需要对已结算的电量、 电费重新计算的，依照相应政策或规则开展清算。
（二）零售用户、聚合资源项目由于历史发用电量计量 差错等原因需要进行电费追退补的，由电网企业与该零售用 户、代理售电公司或该聚合资源主体、虚拟电厂运营商协商 一致，将差错电量并入后续月份进行结算或重新计算涉及月 份结算结果进行追退补。 （三）追退补调整追溯期自月度结算依据发布之日起不 超过3 个月，差错电量退补调整只开展电能量电费退补，其 他相关费用不进行重新清算，且不联动影响其他经营主体。 未超过3 个月且选择重新计算涉及月份结算结果退补方式的， 由电力交易机构根据电网企业提供的追退补电量数据，按发 生当月的零售套餐（含聚合类零售套餐）价格（其中，分时 段零售套餐价格取当月套餐的电能量结算加权均价）计算、 编制并出具追退补结算依据。超过3 个月的，零售用户由电 网企业按发生当月的代理购电价格开展电费追退补，按差错 发生当月的峰谷电价政策执行；分布式电源项目由电网企业 按照发生当月月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格 开展电费追退补。 （四）参与绿电交易的零售用户、聚合资源主体历史发 用电量计量差错，视为非绿电交易电量进行追退补结算。 （五）零售市场经营主体进入现货市场后，按照现货市 场规则开展追退补结算管理。
第八章信息披露
第五十七条零售市场信息披露分类。根据《电力市场 信息披露基本规则》明确的信息公开范围，零售市场信息分 为公众信息、公开信息、特定信息三类。市场成员除按相关 规定披露外，还应通过电力交易平台披露本规则要求的零售 市场相关信息，并对披露信息的真实性、准确性、完整性、 及时性负责。 第五十八条电力交易机构应披露信息： （一）售电公司相关信息。包括： 售电公司注册名称、联系方式、营业场所地址、交易电 量额度、信用评价结果及风险预警等信息。（公众信息） 售电公司代理用户数量。（公开信息） （二）市场运营相关信息。全体售电公司批发市场月度 结算电量及结算均价（含分时段结算均价），全体零售用户 月度结算电量及结算均价（含分时段结算均价）。（公众信 息） （三）零售套餐交易及结算信息。包括：月度零售套餐 分类签约用户数量、结算电量及结算均价；固定价格和服务 费的最低值、均值等。（公开信息） （四）零售用户套餐结算信息。包括：零售用户套餐月 度结算电量、价格和费用，绿证结算数量、价格和费用；签 约售电公司月度电能量结算均价、中长期合同电量及合同均 价等。（特定信息） 第五十九条电网企业应披露信息： （一）零售用户平均到户电价。（公众信息）
（二）电力用户历史用电数据、用电量等用电信息。（特 定信息） （三）聚合资源主体历史分时用电、上网电量信息。（特 定信息） 第六十条售电公司应披露信息： （一）零售套餐产品信息。（公众信息） （二）零售套餐月度分类电量规模、关联交易量价、异 常经营信息。（公开信息） （三）批发市场结算综合均价（含分时段结算均价）。 （特定信息） 第六十一条虚拟电厂运营商披露信息。初期参照售电 公司披露信息要求执行，根据市场发展需要另行明确。 第六十二条分布式电源披露信息。初期参照发电企业 披露信息要求执行，根据市场发展需要另行明确。
第九章电力零售交易平台管理
第六十三条电力零售交易平台是福建电力零售市场开 展电力交易的信息技术支持系统，应具备零售套餐管理、零 售交易管理、零售合同管理等业务功能，满足福建省内零售 市场交易的服务需求。 第六十四条电力交易机构应遵循安全性、可靠性、高 效性和可扩展性等原则建设符合有关技术标准和行业标准 的电力零售交易平台。
第六十五条经营主体应严格遵循国家对于网络安全、 数据安全和保密管理等方面的法律法规和行政要求，合法使 用电力零售交易平台提供的服务。 第六十六条零售用户和聚合资源主体应妥善保管、规 范使用电力零售交易平台账号密码、短信验证码、个人身份 验证信息(包括但不限于手机号码、身份证号码、个人生物信 息等)、电子营业执照等身份认证要素。因自身原因泄露上述 信息或自行将账号密码及验证信息提供给他人使用的，造成 的经济损失及法律后果由经营主体自行负责。
第十章零售市场运营风险管理
第六十七条福建省发改委和福建能源监管办根据职责 依法对零售市场实施监管，确保交易、结算行为规范有序。 电力交易机构根据相关规定，履行市场监控和风险防控等职 责，加强对零售市场运营情况的监控分析，及时报告出现的 异常情况。 第六十八条经营主体应严格遵守电力市场规则，依法 合规参与零售市场交易，不得操纵市场价格、扰乱市场秩序、 损害其他经营主体的合法权益。 第六十九条电力用户授权交易员管理 （一）电力用户的授权交易员（账号管理员）原则上应 由本单位（本集团）正式人员担任。电力用户应对平台上填 报的人员信息、提交的交易员授权材料的真实性、自愿性、 合法性承担法律责任。
（二）为避免发生市场纠纷，售电公司（含其居间人员） 原则上不应接受电力用户的授权，以用户授权交易员（账号 管理员）的身份代替用户登陆电力交易平台开展各类操作。 （三）因特殊情形，售电公司（含其居间人员）确需代 替用户登录电力交易平台开展操作的，除应事先获取用户的 授权委托书外，还应留存能够证明授权过程中已充分告知用 户对外授权风险、且授权系用户真实意愿的佐证材料。因佐 证材料不充分导致交易授权纠纷难以处置的，按照售电公司 交易异常行为予以处置。 第七十条电力交易机构按照福建省售电公司信用评价 办法有关规定，对售电公司在零售市场交易中出现的不正当 竞争、提供虚假信息、进行虚假宣传等违规行为，定期开展 信用评价。国家如出台售电公司信用评价办法，按最新政策 要求执行。
第十一章争议和违规处理
第七十一条经营主体在零售市场交易中发生争议时， 应自行友好协商处理；协商无法达成一致时，经营主体可提 请电力交易机构或市场管理委员会协调处理；调解不成的可 通过仲裁、司法等途径解决争议。 第七十二条售电公司、虚拟电厂运营商出现下列违规 和扰乱市场秩序行为的，经调查核实后按以下规定处理，对 售电公司同时纳入信用评价：
（一）以不正当竞争方式（如捏造并散布虚假信息、诋 毁竞争对手提供的服务）损害竞争对手商业信誉，对首次违 规行为予以暂停零售市场交易资格一周处理。 （二）冒用零售用户身份（包括盗用用户账号密码、以 不正当理由获取身份授权等）登录电力零售交易平台开展零 售交易、签订零售合同的，对首次违规行为予以暂停零售市 场交易资格一个月处理。 （三）以虚假身份或其他欺骗手段开展市场营销活动， 提供或发布虚假信息误导用户签约的，制造舆情扰乱市场秩 序的，对首次违规行为予以暂停零售市场交易资格一个月处 理。 （四）未经用户授权将特定信息（如用电曲线、身份信 息等）提供给他人或挪作他用的，对首次违规行为予以暂停 零售市场交易资格一个月处理。 （五）拥有电网企业背景的售电公司、虚拟电厂运营商， 利用电网企业自然垄断优势，开展市场营销活动的，对首次 违规行为予以暂停零售市场交易资格一个月处理。 （六）拥有发电企业背景的售电公司，要确保发电业务 与售电业务在人员、财务、信息等方面的独立性，利用“发 售一体”关联关系操纵市场价格，进行不正当竞争的，对首 次违规行为予以暂停零售市场交易资格一个月处理。 （七）其他违反法规政策或市场规则的行为。
第七十三条售电公司、虚拟电厂运营商同时出现第七 十二条所列的多种行为的，经调查核实后按照“就高”原则 予以处理。 第七十四条售电公司、虚拟电厂运营商再次出现第七 十二条所列行为的，经调查核实后，视情节轻重予以暂停零 售市场交易资格两个月至一年直至强制退出市场处理，对售 电公司同时纳入信用评价。 第七十五条经营主体书面反映并提供佐证材料的违规 行为，经相关单位或部门核实属实的，由电力交易机构依据 上述规定予以处理。 第七十六条对经营主体违反法律法规的行为，相关部 门依法依规进行处理。
第十二章附则
第七十七条本细则由福建省发改委、福建能源监管办 组织电力交易机构制定，经福建省电力市场管理委员会审议 通过后，报福建省发改委、福建能源监管办审定后执行。 第七十八条因国家及省内政策调整，导致本细则与相 关规定不符的以及本细则未尽事宜，按国家及省内最新政策 规定执行。 第七十九条本细则适用于我省履约时间为2027 年1 月 1 日起的零售市场交易，并根据国家政策及实际需要，适时 修订完善。
附录名词解释 1. 电力批发市场：发电企业、批发用户、售电公司、 新型经营主体等各类经营主体之间通过市场化方式开展的 交易活动的总称。 2. 电力零售市场：售电公司、新型经营主体等与零售 用户之间开展的交易活动的总称。 3. 电能量市场：以电能量为交易标的物的市场。 4. 中长期电能量市场：符合基本条件的、已注册生效 的经营主体，通过双边协商、集中竞价、挂牌和滚动撮合等 市场化方式，开展的多年、年、多月（包括季度）、月、多 日（包括旬、周）等不同周期的电能量交易市场。 5. 现货电能量市场：符合基本条件的发电企业、电力 用户、售电公司、新型经营主体等经营主体，通过集中竞价 等市场化方式在日前及更短时间内为满足电力供需平衡和 安全约束而开展的电能量交割。 6. 经营主体：包括参与电力市场交易的发电企业、售 电公司（含独立售电公司和配售电公司）、电力用户（含电 力批发用户、电力零售用户和电网企业代理购电工商业用户） 和新型经营主体（含新型储能企业、虚拟电厂、智能微电网 等）。 7. 独立售电公司：不拥有配网运营权、不承担供电服 务的售电公司 8. 配售电公司：拥有配网运营权、承担供电服务的售 电公司。
9. 电力批发用户：直接参与批发市场交易的电力用户。 10. 电力零售用户：参与电力零售市场交易，向售电公 司、新型经营主体购电的电力用户。 11. 电网企业代理购电工商业用户：暂未直接参与市场 交易、由电网企业通过市场化方式代理购电的工商业用户。 12. 虚拟电厂：通过先进的信息通信技术、智能计量以 及优化控制技术，将分布式电源、分布式储能等分布式资源 进行集成，构成能响应电网需求、参与电力市场运行或接受 电网调度的系统。 13. 虚拟电厂运营商：将具备可调潜力或发电能力的分 布式电源、虚拟机组集中在一起，作为整体参与电力市场或 电网运行，并代理有关事宜的机构。 14. 电力零售交易平台：指电力交易机构运营的用于售 电公司和电力用户、虚拟电厂运营商与聚合资源开展零售套 餐交易的网站、系统及客户端。 15. 零售套餐：指售电公司和电力用户、虚拟电厂运营 商与聚合资源约定的包括但不限于交易履约周期、交易电价、 服务费等要素构成的购售电价格标准商品。
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福建电力交易中心有限公司关于印发《福建省电力中长期市场交易实施细则（2026年第三次修订版）》的通知（闽电交市场〔2026〕51号 ）
福建省电力中长期市场交易实施细则 （2026 年第三次修订版） 福建电力交易中心有限公司 2026 年8 月
目 录
第一章总则..............................................................................1
第二章总体要求......................................................................2
第三章市场成员......................................................................2
第一节经营主体注册.........................................................3
第二节市场成员权利.........................................................5
第三节市场成员义务.........................................................7
第四章
交易品种和价格机制.............................................. 11
第一节交易品种及方式...................................................11
第二节交易价格机制.......................................................12
第五章
交易组织..................................................................13
第一节基本要求...............................................................13
第二节交易约束与出清...................................................14
第三节电能量交易组织...................................................16
第四节绿色电力交易组织...............................................23
第六章交易校核....................................................................25
第七章合同管理....................................................................26
第一节合同签订...............................................................26
第二节合同执行...............................................................27
第八章计量和结算................................................................27
第一节计量.......................................................................27
第二节结算.......................................................................28
第九章信息披露....................................................................31
第十章市场技术支持系统.................................................... 31
第十一章市场监管和风险防控............................................ 33
第十二章法律责任................................................................34
第十三章附则........................................................................34
附录：名词解释......................................................................36
第一章总则
第一条为规范福建电力中长期市场秩序，维护经营主体 合法权益，促进中长期与现货市场、省内市场与全国统一电 力市场有序衔接，保证电力市场的统一、开放、竞争、有序 和电力安全可靠稳定供应，落实《中共中央国务院关于进 一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号） 要求，根据《中华人民共和国能源法》《中华人民共和国电 力法》《电力市场运行基本规则》《电力中长期市场基本规 则》和《福建电力市场运行基本规则（2025 年修订版）》等 相关规定，结合福建实际，制定本细则。 第二条本实施细则所称电力中长期市场，是指已完成 市场注册的经营主体开展电力中长期交易的市场。电力中长 期交易是指对未来某一时期内交割电力产品或服务的交易， 包含数年、年、月、月内（含旬、周、多日）等不同时间维 度的交易。 第三条本实施细则适用于福建省内电力中长期市场的 注册、交易、执行、结算、信息披露和监督管理等。 第四条本实施细则所称电力市场成员包括经营主体、 电力市场运营机构和电网企业。其中，经营主体包括参与电 力中长期市场的发电企业、售电公司、电力用户和新型经营 主体；电力市场运营机构包括电力交易机构、电力调度机构。
第五条电力市场成员应当严格遵守市场规则，自觉自 律，不得操纵市场价格、损害其他市场成员的合法权益。
第二章总体要求
第六条统筹推进省内电力中长期市场、电力现货市场 建设，在交易时序、交易出清、市场结算等方面做好衔接， 发挥电力中长期市场在平衡电力电量长期供需、稳定电力市 场运行等方面的基础作用。适应新能源出力波动特点，实现 灵活连续交易，推广多年期购电协议机制，稳定长期消纳空 间。 第七条促进跨省跨区电力中长期交易与省内电力中长 期交易相互耦合，在经济责任、价格形成机制等方面动态衔 接。 第八条电力市场运营机构应按照统一标准开展市场注 册、交易组织、交易结算、信息披露等工作。电网企业应在 市场注册、交易组织、交易结算、信息披露等环节，按照统 一标准与电力交易机构动态交互信息。 第九条电力中长期市场技术支持系统（以下简称“电 力交易平台”）应实现统一平台架构、统一技术标准、统一 核心功能、统一交互规范，支撑全国统一电力市场数据信息 纵向贯通、横向互联。
第三章市场成员
第一节经营主体注册
第十条经营主体应当按照《电力市场注册基本规则》、 《福建电力市场注册实施细则（试行）》要求，在电力交易 平台办理市场注册、变更与注销，并进行实名认证。经营主 体在履行市场注册程序后，参与电力中长期市场。 第十一条直接参与电力中长期市场的电力用户全部电 量可通过批发市场或零售市场购买，但不得同时参加批发市 场和零售市场。其中： （一）选择参与批发市场的用户，可通过电力交易平台 自主操作，完成批发市场入市风险阅知和进入批发市场真实 意愿确认后，成为批发用户。 （二）选择参与零售市场的用户，按照《福建电力市场 零售交易实施细则（试行）》相关规定执行。 第十二条暂未直接参与电力中长期市场的电力用户按 规定由电网企业代理购电，允许在次月选择直接参加批发市 场或零售市场。 第十三条根据国家及福建省相关政策规定，新能源参 与中长期市场交易时，集中式新能源应直接参与；分布式电 源满足“可观可测可调可控”等要求的，可直接或通过聚合 方式参与中长期市场交易。其中： （一）选择直接参与市场的分布式电源进入批发市场， 还应具备接收并执行调度发电计划、接入AGC 系统等条件，
注册时需提交具备AGC 调试资质的单位出具的场站AGC 调试 报告以及与相应电力调度机构的AGC 联调测试报告。 （二）选择聚合参与市场的分布式电源进入零售市场， 按照《福建电力市场零售交易实施细则（试行）》相关规定 执行。 第十四条现阶段，参与省内绿电交易的发电企业以风 电（包括陆上风电、海上风电）、光伏发电项目为主，主要 包括以下几类： （一）未纳入国家可再生能源补贴范围内的项目。 （二）纳入国家可再生能源补贴范围内但补贴到期的 项目，包括超过全生命周期合理利用小时数之外的项目，以 及自并网之日起满20 年的项目。 （三）纳入国家可再生能源补贴范围内，但主动放弃补 贴的项目或参与绿电交易所获高于燃煤基准电价的溢价收 益等额冲抵补贴的项目。可再生能源发电项目参加绿电交易 后应及时按电网企业要求选择补贴处理方式，电网企业据此 做好补贴冲抵、发放等工作。 第十五条已注册生效并确认进入商业运营的发电企业、 独立新型储能企业，可参与当月开展的次月月内交易及后续 月份开展的所有交易；条件具备时可自D+2 日起参与交易， 其D 日至D+1 日上网电量按照调试运行期结算规则进行电费 结算（D 日为电力交易机构收到电力调度机构确认机组进入 商运通知的日期）。
第十六条已注册生效的分布式电源、批发用户、售电 公司、虚拟电厂运营商等，可参与当月开展的次月月内交易 及后续月份开展的所有交易，其中售电公司、虚拟电厂运营 商等在参与批发市场交易前，应先在零售市场与零售用户或 发用电聚合资源签订套餐。
第二节市场成员权利
第十七条发电企业的权利主要包括： （一）按照市场规则参与电力中长期市场，签订电力中 长期交易合同； （二）按照有关规定获得电力市场注册、交易、计量结 算、信息披露等服务； （三）获得公平的电网接入服务和输配电服务； （四）法律法规规定的其他权利。 第十八条售电公司（含配售电公司）的权利主要包括： （一）按照市场规则参与电力中长期市场，签订电力中 长期交易合同； （二）按照有关规定获得电力市场注册、交易、计量结 算、信息披露等服务； （三）具有配电网运营权的售电公司应获得公平的输配 电服务和电网接入服务； （四）获得签约电力用户合同期内用电负荷等信息，根 据电力用户授权获得其历史用电负荷信息；
（五）法律法规规定的其他权利。 第十九条电力用户的权利主要包括： （一）按照市场规则参与电力中长期市场，与发电企业 签订电力中长期交易合同，或与售电公司签订电力零售合同； （二）按照有关规定获得电力市场注册、交易、计量结 算、信息披露等服务； （三）获得公平的输配电服务和电网接入服务； （四）法律法规规定的其他权利。 第二十条新型经营主体的权利主要包括： （一）按照市场规则参与电力中长期市场，签订电力中 长期交易合同； （二）按照有关规定获得电力市场注册、交易、计量结 算、信息披露等服务； （三）获得公平的输配电服务和电网接入服务； （四）获得签约分散资源的相关信息； （五）法律法规规定的其他权利。 第二十一条 电网企业的权利主要包括： （一）收取输配电费，代收电费和政府性基金及附加等； （二）对于逾期仍未全额付款的售电公司，向电力交易 机构提出履约保函、保证金或其他结算担保品的使用申请； （三）按照信息披露有关规定获得市场信息； （四）法律法规规定的其他权利。
第三节市场成员义务
第二十二条 发电企业的义务主要包括： （一）遵守市场规则，履行电力中长期交易合同，按时 完成电费结算； （二）签订并执行并网调度协议、购售电合同，服从电 力调度机构的统一调度，提供承诺的有效容量和辅助服务， 提供电厂检修计划、实测参数、预测运行信息、紧急停机信 息等； （三）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关 规定； （四）具备满足参与电力中长期市场要求的技术条件； （五）法律法规规定的其他义务。 第二十三条 售电公司（含配售电公司）的义务主要包 括： （一）遵守市场规则，履行电力中长期交易合同，按时 完成电费结算； （二）为签订零售合同的电力用户提供售电服务及约定 的增值服务； （三）按照市场规则，向电力市场运营机构提供签约的 零售电力用户交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他信息， 在交易平台上公示其向电力用户提供的所有零售套餐，承担 电力用户信息保密义务；
（四）具有配电网运营权的售电公司提供相应的配电服 务，服从电力调度机构的统一调度，遵守电力负荷管理等相 关规定，开展配电区域内电费结算和收取业务； （五）按照规定向电力交易机构提交履约保函、保证金 或其他结算担保品； （六）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关 规定； （七）依法依规履行可再生能源消纳责任； （八）具备满足参与电力中长期市场要求的技术条件； （九）法律法规规定的其他义务。 第二十四条 电力用户的义务主要包括： （一）遵守市场规则，履行电力中长期交易合同，按时 完成电费结算，按规定支付电费； （二）按照市场规则向电力市场运营机构提供交易电力 电量需求、典型负荷曲线及其他信息； （三）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关 规定； （四）依法依规履行可再生能源消纳责任和消费义务； （五）法律法规规定的其他义务。 第二十五条 新型经营主体的义务主要包括： （一）遵守市场规则，履行电力中长期交易合同，按时 完成电费结算； （二）资源聚合类新型经营主体与分散资源签订零售合
同（或聚合服务合同），在电力交易平台建立零售服务或聚 合服务关系，履行合同规定的各项义务； （三）按照市场规则向电力市场运营机构提供合同周期 内签约分散资源的交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他 信息，承担信息保密义务； （四）按照市场规则向电力交易机构提交履约保函、保 证金或其他结算担保品； （五）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关 规定； （六）具备满足参与电力中长期市场要求的技术条件； （七）聚合负荷侧资源的新型经营主体，应依法依规履 行可再生能源消纳责任和消费义务； （八）法律法规规定的其他义务。 第二十六条 电力调度机构的义务主要包括： （一）合理安排电网运行方式，开展安全校核，按照调 度规程实施电力调度，依法依规执行电力市场交易结果； （二）向电力交易机构提供支撑电力市场注册、交易、 结算和市场服务所需的相关信息，保证数据信息交互的准确 性和及时性； （三）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关 规定； （四）配合开展电力中长期市场分析和运营监控； （五）法律法规规定的其他义务。
第二十七条 电力交易机构的义务主要包括： （一）电力市场注册和管理，汇总电力中长期交易合同； （二）电力交易平台建设、运营和管理； （三）组织电力中长期交易，提供结算依据及服务； （四）执行信息披露有关规定，提供信息披露平台，承 担信息保密义务； （五）开展市场运营监测和分析，依法依规执行市场干 预措施，并向经营主体公布干预原因，防控市场风险； （六）向福建能源监管办、福建省发改委及时报告经营 主体违规行为，并配合调查； （七）法律法规规定的其他义务。 第二十八条 电网企业的义务主要包括： （一）保障输变电设备正常运行，建设、运行、维护和 管理电网相关配套系统，服从电力调度机构的统一调度； （二）加强电网建设，为经营主体提供公平的输配电服 务和电网接入、报装、计量、抄表、收付费等服务； （三）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关 规定，承担信息保密义务； （四）负责电费结算，按期向经营主体出具电费账单； （五）分别预测居民、农业用户和代理购电用户的用电 量规模及负荷曲线，向符合规定的工商业用户提供代理购电 服务； （六）法律法规规定的其他义务。
第四章
交易品种和价格机制
第一节交易品种及方式
第二十九条 根据交易标的物执行周期不同，电力中长 期交易包括数年、年度、月度、月内等不同交割周期的电能 量交易。数年、年度、月度交易应定期开市，条件成熟后， 月度交易可从次月开始滚动覆盖至当年底各月或次月后续 特定月份；月内交易原则上按工作日或自然日连续开市。 原则上，数年交易以1 年以上的电量作为交易标的物， 年度交易以次年年度内的电量作为交易标的物，月度交易以 次月、年内剩余月份的电量或特定月份的电量作为交易标的 物，月内交易以月内剩余天数的电量或者特定天数的电量作 为交易标的物。交易分时电量、电价应通过约定或竞争形成。 第三十条绿色电力交易（以下简称“绿电交易”）是 指以绿色电力和对应绿色电力环境价值（以下简称“绿电环 境价值”）为标的物的电力交易品种，交易电力同时提供 国家核发的可再生能源绿色电力证书（以下简称“绿证”）。 第三十一条 绿电交易主要包括跨省跨区绿电交易（含 跨电网经营区绿电交易）、省内绿电交易，其中：省内绿电 交易是指由电力用户或售电公司等通过电力直接交易的方 式向计入本省电网控制区的发电企业购买绿色电力的交易。 第三十二条 未履行的合同可全部或部分通过合同转让 交易转让给第三方，相关权责一并转让。绿电合同转让交易
需相关各方协商一致。 第三十三条 根据交易方式不同，电力中长期交易包括 集中交易和双边协商交易，其中集中交易包括集中竞价交易、 滚动撮合交易、挂牌交易等。 第三十四条 同一经营主体可以选择买入或卖出电量， 但在同一交易序列同一时段只能选择买入或卖出一种行为。
第二节交易价格机制
第三十五条 除执行政府定价的电量外，电力中长期市 场的交易价格应当由经营主体通过市场形成，第三方不得干 预。交易价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。 第三十六条 双边协商交易价格按合同约定价格执行。 集中交易价格根据相应市场规则形成，其中：集中竞价交易 采用边际出清或高低匹配等方式确定出清价格；滚动撮合交 易按价格优先、时间优先原则进行撮合，成交价格由买卖双 方申报价格匹配确定；挂牌交易采用挂牌方挂牌、摘牌方摘 牌的方式达成交易，按挂牌价格成交。 第三十七条 绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价 值组成，并在交易中分别明确。绿电环境价值不纳入峰谷分 时电价机制以及力调电费等计算，具体按照国家有关政策规 定执行。 第三十八条 中长期合同电价可签订固定价格，也可签 订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。
第三十九条 鼓励经营主体签订中长期交易合同时申报 用电曲线、反映各时段价格。为避免市场操纵以及恶性竞争， 中长期交易可对申报价格或出清价格设置上、下限，价格上、 下限原则上由电力市场管理委员会提出建议，报有关部门审 定。完善中长期交易限价，逐步推动月内等较短时间尺度中 长期交易限价范围与现货市场限价贴近。
第五章
交易组织
第一节基本要求
第四十条省内电力中长期交易由电力交易机构组织。 电力交易平台功能、电力市场运营机构人员配置（包括交易 组织、交易结算、市场注册、运营监测、技术保障等人员） 应满足电力中长期市场按日连续运营要求。 第四十一条 电力交易机构应按月发布交易日历，明确 各类交易申报、出清等时间或时间安排原则。 第四十二条 交易公告由电力交易机构按照交易日历安 排向经营主体发布，公告内容包括：交易品种、交易主体、 交易方式、交易申报时间、交易执行时间、交易参数、出清 方式、交易约束信息、交易操作说明、其他准备信息等。 原则上，数年、年度等定期开市的电力中长期交易，交 易公告应在交易申报前至少3个工作日发布；月度等定期开
市的电力中长期交易，交易公告应在交易申报前至少1个工 作日发布；连续开市的电力中长期交易不再发布交易公告。 第四十三条 交易单元是经营主体参与交易的基本单位， 交易单元设置要求包括： （一）同一发电企业按交易单元申报，原则上：省调统 调燃煤火电机组按照超超临界、超临界、亚临界三类组合形 成交易单元；核电机组按照容量和批复电价相同的原则组合 形成交易单元；新能源发电企业按照发电项目（以核准批复 文件或者备案文件为准）形成交易单元；其余发电企业的机 组以厂站为单位形成交易单元。 （二）电力用户、售电公司直接形成独立交易单元。虚 拟电厂运营商以聚合单元形成交易单元，其中：发电类聚合 单元的聚合范围原则上不超过同一220 千伏变电站供电区域； 负荷类聚合单元的聚合范围不超过本省范围。 交易单元原则上在完整年度交易周期内不做调整。
第二节交易约束与出清
第四十四条 在电力中长期交易开展前，应在交易公告 中明确电力中长期交易的各项关键参数。在申报组织及出清 过程中不得临时调整或增加关键参数。 第四十五条 电力调度机构通过电力交易平台发布并动 态更新各断面（设备）、各路径可用输电容量、影响断面（设 备）限额变化的停电检修等与电网运行相关的电网安全约束
信息，并向电力交易机构提供各发电机组可用发电能力。 第四十六条 电力交易机构根据已达成的交易合同及可 用发电能力，形成各发电机组交易申报限额，并根据市场交 易情况及时调整。发电侧交易申报限额设置： （一）发电侧各时段售电限额按其每小时最大可发电量 扣减厂用电量及已成交合同电量确定，各类型电源厂用电率 为：火电和三余6.1%、储能3%、核电6.5%、海上风电2.1%、 陆上风电2.4%、集中式光伏1.3%、分布式光伏及其他可再生 能源0%。其中： 1.新能源发电企业根据机组额定容量扣减机制电量对应 容量后的最大上网能力计算每小时最大可发电量。其中光伏 最大发电能力的计算时段为每日6 时至18 时，其它时段交 易限额为0。 2.其余发电企业根据机组额定容量及检修计划计算每小 时最大可发电量，其中多日交易考虑标的为标的周期覆盖范 围内的检修计划。检修计划以电力调度机构在交易申报前一 个工作日（按工作日连续运行）或自然日（按自然日连续运 行）中午12:00 前推送的数据为准。 3.自备电厂还可根据自身情况于每月20 日（如遇节假日 提前）前填报参与市场容量比例，用于开展的次月月内交易 和次月组织的月度交易限额计算。未填报的沿用上一次填报 比例，如无历史值则默认为0。 （二）发电侧购方限额不得超过其标的周期省内分时段
合同电量。 第四十七条 用电侧交易申报限额设置： （一）售电公司、虚拟电厂运营商负荷类聚合单元的交 易申报限额，应根据注册资产总额、履约担保额度、代理或 聚合用户的历史用电水平等风险平抑能力条件确定。绿电交 易用电侧各时段限额为总申报限额均分到24 时段，具备条 件后按照总限额设置。 （二）用电侧售方限额不得超过其标的周期省内分时段 合同电量。 （三）同一投资主体（含关联企业）所属的售电公司及 虚拟电厂运营商负荷类聚合单元每一批次年度交易的申报 交易电量限额由当批次对应的交易方案明确。 （四）省内售电公司、批发用户参与省间绿电交易限额 按全省总可购电规模上限控制。总可购电规模上限由电力调 度机构根据省内负荷动态测算情况、电网安全稳定运行要求 以及跨区跨省输电通道安全约束等因素综合确定后提供。 第四十八条 经营主体应在规定的时限内通过电力交易 平台申报相关交易数据。 第四十九条 电力交易机构根据必要的交易出清约束进 行交易出清，形成预成交结果。
第三节电能量交易组织
第五十条现货市场运行期间，分时段交易各时段以小
时为单位，全天共分为24个时段。多日以上交易形成的各分 时段合同电量一律均分到每日，电量保留3位小数，尾差电 量由最后一日兜底。分配零售用户的每日绿电合同电量原则 上由售电公司同笔绿电合同中最大电量的零售用户兜底。 第五十一条 双边协商交易组织： （一）经营主体按市场交易规则在规定时间内双边自 由协商，购售双方在交易合同中可约定每日24 个时段的交 易电量、价格提交电力交易机构，或者按照规定的原则确定 曲线分解方式及量价形成机制开展交易。 （二）电力交易机构按交易公告开放电力交易平台，交 易双方在规定的时间内通过电力交易平台登记交易电量、交 易价格、年度分月电量计划等交易信息。 （三）电力交易机构在交易登记日结束完成双边协商 交易信息的汇总，并在汇总后的2 个工作日内形成最终交易 结果。 第五十二条 挂牌交易组织： （一）通过挂牌方式开展交易时，有意向发出要约的经 营主体应将购买或出售电量的数量、价格等意向交易信息提 交给电力交易机构。有意接受该交易要约的经营主体通过电 力交易平台申报交易电量。 （二）交易按照“典型曲线、一口价”的方式组织开展， 典型曲线可参照一条平线、发电侧典型出力曲线或用电侧典 型负荷曲线等方式确定。默认交易周期内每日曲线均相同，
交易电量均分到交易周期内每日24 个时段，不可调整。各 时段合同电量保留3 位小数，尾差电量由最后一个时段兜底。 （三）申报时间截止后，电力交易机构进行交易出清。 交易出清规则可采用时间优先原则或采用等比例分配原则。 挂牌交易成交电价均为挂牌价格。 （四）电力交易机构在交易出清后的2 个工作日内，形 成最终交易结果。 第五十三条 集中竞价交易组织： （一）集中竞价交易开始后，发电企业、售电公司、虚 拟电厂运营商和电力用户等经营主体通过电力交易平台申 报电量、价格。电网企业代理购电通过电力交易平台申报电 量。电力交易平台对申报数据进行确认，并以申报截止前最 后一次的有效申报作为最终申报。电网企业代理购电如遇相 关政策调整，按照最新要求执行。 （二）交易按照24 个时段分时段组织开展。每批次交 易均分时段申报、出清，分时段交易电量均分到交易周期内 每日，不可调整。 （三）集中竞价交易可采用边际价格统一出清方式或高 低匹配撮合出清方式，当前采用边际价格统一出清方式，由 系统自动出清结算。 1.边际价格统一出清：根据发电企业、虚拟电厂运营商 发电类聚合单元申报曲线与电力用户、售电公司、虚拟电厂 运营商负荷类聚合单元等经营主体申报曲线交叉点对应的
价格，确定市场边际成交价格。当发电企业与电力用户或售 电公司边际成交价格不一致，则按两个价格的算术平均值作 为市场成交价格执行。 2.价格高低匹配撮合出清：报价最低的发电企业、虚拟 电厂运营商发电类聚合单元与报价最高的电力用户或售电 公司、虚拟电厂运营商负荷类聚合单元优先配对，并依次类 推。已配对的发电企业与电力用户或售电公司两个报价的算 术平均值为此配对成交价格。 （四）按照“价格优先原则”或“先价格优先、再时间 优先原则”进行出清： 1.价格优先出清：按照“价格优先原则”，对发电企业、 虚拟电厂运营商发电类聚合单元按照申报价格由低到高排 序，对电力用户、售电公司、虚拟电厂运营商负荷类聚合单 元等经营主体按照申报价格由高到低排序。当价格相同的申 报电量不能全部成交时，根据申报电量按等比例原则分配成 交电量。 2.先价格优先、再时间优先出清：按照“先价格优先、 再时间优先原则”，对发电企业、虚拟电厂运营商发电类聚 合单元按照申报价格由低到高排序、申报时间由先到后排序， 对电力用户、售电公司、虚拟电厂运营商负荷类聚合单元等 经营主体按照申报价格由高到低、申报时间由先到后排序。 当价格相同且申报时间一致的申报电量不能全部成交时，根 据申报电量按等比例原则分配成交电量。
（五）电力交易机构在交易出清后的2 个工作日内，形 成最终交易结果。 第五十四条 滚动撮合交易组织： （一）滚动撮合交易开始后，经营主体通过电力交易平 台随时申报电量、价格。交易按照24 个时段分时段组织开 展。每批次交易均分时段申报、出清，分时段交易电量均分 到交易周期内每日，不可调整。按工作日连续运行时，日滚 动撮合交易按照D-2 日开展D 日24 个时段电能量交易（如 遇节假日交易相应提前，每日至多开展3 日交易，如超过3 日则向前递推）；按自然日连续运行时，日滚动撮合交易按 照D-2 日开展D 日至D 日所在标的月月底每日24 个时段电 能量交易或D-2 日开展D 及后续特定天数的24 个时段电能 量交易。每批次参与交易主体在同一时段仅可选定购电或售 电一个交易方向。 （二）交易采用滚动报价、撮合成交的价格形成机制申 报方式，由电力交易平台按照“价格优先、时间优先”的原 则进行滚动撮合成交，形成预成交结果。滚动撮合交易出清 原则为： 1.购方、售方申报交易信息按照“时间优先”原则进入 申报队列等待； 2.售方按照价格由低到高、同等价格时间由早到晚的原 则排序，购方按照价格由高到低、同等价格时间由早到晚的 原则排序；
3.当购方申报电价≥售方申报电价时，按照排序先后顺 序成交；当购方申报电价＜售方申报电价时，不成交。 4.滚动撮合交易每笔成交价格=K×A+（1-K）×B（0≤K ≤1），其中：购售双方申报价格中申报时间在前的报价价 格为A，申报时间在后的报价价格为B，K 值暂定0.5，后期 由福建省发改委商福建能源监管办视实际运行情况予以调 整。 （三）电力交易机构在交易出清后的2 个工作日内，形 成最终交易结果。 （四）对同交易单元同批次成交结果聚合生成合同，交 易电量为本批次合同累计成交电量，交易价格为本批次合同 加权均价（四舍五入保留三位小数）。 第五十五条 电网企业代理购电交易组织： 电网企业通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易） 代理购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出 清。交易默认为购电交易，如需售出已持有合同电量，电网 企业需在交易申报前1 日17 点前登录平台改为售电交易。 电网企业的申报电量先后按照代理居民、农业用户和工 商业用户的申报曲线（由电网企业在交易申报前1 日公布， 若未公布则默认按照典型曲线组织开展），折算至各时段电 量后开展分时段交易出清。各时段挂牌价格为当月月度集中 竞价交易该时段成交价格，若某时段无价格则由交易申报前 最近一次集中竞价交易加权均价确定。成交电量按照等比例
方式出清，摘牌电量不足部分由当次交易准入机组按剩余限 额等比例分摊。组织年度电网企业代理购电挂牌交易时，若 未开展年度集中竞价交易，各时段挂牌价格为已成交的年度 交易品种该时段加权均价。 第五十六条 合同调整交易的组织： 对于双边协商交易，购售双方经协商一致，在保持合同 总电量不变、曲线不变的前提下，可调整次月及后续月份的 分月合同电量及交易电价；对于集中交易，在同一时段内不 开展分月合同电量调整。电网企业代理购电如遇相关政策调 整，按照最新要求执行。 第五十七条 合同转让交易的组织： 发电侧之间、用电侧之间可以开展合同转让交易。交易 双方可约定每日24 个时段的交易电量、价格提交电力交易 机构，或者按照规定的原则确定曲线分解方式及量价形成机 制开展交易。如遇经营主体注销，可转让次月及后续月份所 有电量。发电企业基数合同转让交易根据需求不定期开市， 每月10 日前电力交易机构收集转让意向并于月底前统一组 织开展交易。 发电侧市场化合同电量转让交易原则上应符合节能减 排相关要求。 第五十八条 中长期合同曲线分解： 在现货市场未执行节点电价前，若发电企业由多台机组 组成交易单元参与中长期交易的，需自行分解每台机组的中
长期合同曲线。按工作日连续运行时，D-1 日开展D 日中长 期合同曲线分解工作（如遇节假日相应提前，每日至多开展 3 日交易，如超过3 日则向前递推）；按自然日连续运行时， D-1 日开展D 日中长期合同曲线分解工作。未开展曲线分解 的默认按照机组容量等比例分解的原则执行。 第五十九条 新型主体交易组织原则： 现阶段，虚拟电厂运营商发电类聚合单元参照集中式新 能源参与中长期电能量交易，具备条件后可参与绿电交易； 负荷类聚合单元按照售电公司有关要求参与中长期电能量 交易和绿电交易。
第四节绿色电力交易组织
第六十条绿电交易应确保发电企业与电力用户一一对 应，实现绿电环境价值可追踪溯源。鼓励经营主体参与小时 级绿电交易，实现绿电环境价值按小时级的结算和溯源。 第六十一条 鼓励经营主体参与数年绿电交易，探索数 年绿电交易常态化开市机制。 意向参与数年期绿电交易的电力用户、售电公司，应参 考电力交易机构发布的协议模版，签订数年期绿电双边协商 交易合同。每月15日前（如遇节假日提前）提交相关材料并 通过电力交易机构形式审查的电力用户、售电公司，可申请 参与次月组织的数年期绿电交易。 第六十二条 省内绿电交易参照电能量交易，现阶段以
双边协商交易为主，不单独组织集中竞价和滚动撮合交易， 适时扩展至挂牌交易；交易周期以年度（数年）、月度、月 内为主；小时级绿电交易优先于常规绿电交易组织开展。 第六十三条 售电公司代理零售用户参与绿电交易时， 应提前与意向购买绿电的用户签订绿电套餐，建立代理服务 关系，并就环境价值偏差补偿方式、绿电合同电量等事项协 商一致后，再参与批发市场绿电交易。具备条件后，由售电 公司在交易申报时先将各时段绿电需求电量全部关联至代 理零售用户后，再由发电企业进行确认。 第六十四条 初期，分布式电源仅参与常规绿电交易， 适时将分布式电源引入小时级绿电交易，绿电环境价值可按 24个时段进行约定。虚拟电厂聚合分布式电源参与绿电交易 时，应提前与分布式电源项目签订聚合类绿电套餐，建立聚 合服务关系。虚拟电厂运营商的绿电合同电量按照其聚合分 布式电源项目预计交易电量比例进行分配，形成分布式电源 项目的绿电合同电量；分布式电源项目的绿电合同电量与售 电公司关联至零售用户的绿电合同电量分别由从大到小的 顺序依次匹配，形成绿电溯源关系。分布式电源的绿电合同 电量尾差原则上由最大交易电量的分布式电源项目兜底。 第六十五条 绿电合同调整交易的组织： 对于双边协商方式达成的年度（数年）绿电交易合同， 购售双方经协商一致，在保持合同总电量不变的前提下，可 调整次月及后续月份的分月合同电量、电价。
第六十六条 绿电合同转让交易的组织： 绿电合同在各方协商一致、确保绿电环境价值可追踪溯 源的前提下，适时按月或更短周期开展绿电合同转让交易； 合同出让方与受让方自行协商确定转让绿电合同电量的电 能量价格，一并转让对应的绿电环境价值，环境价值偏差补 偿条款需与原合同保持一致。
第六章交易校核
第六十七条 省内电力中长期市场交易校核开展交易出 清校核，由电力交易机构负责，包括交易电力电量限额校核、 交易限价校核等。 第六十八条 电力电量的交易校核按不超过交易限额的 原则进行削减，其中：双边协商交易按成交时间先后逆序削 减，集中竞价和挂牌交易按等比例原则削减，滚动撮合交易 按成交时间逆序削减，并根据削减电量对应价格对对侧主体 按成交时间逆序削减。电价的交易校核按照超限价的交易申 报和成交结果均为无效处理。 第六十九条 交易出清校核在电力中长期交易出清前开 展，原则上不超过1 个工作日。 第七十条经营主体对交易结果如有异议的，应在交易 结果发布后1 个工作日内以书面形式向电力交易机构提出， 由电力交易机构在1 个工作日内给予解释和协调。逾期未提 出异议的，电力交易平台自动确认成交。
第七章合同管理
第一节合同签订
第七十一条 各市场成员在开展电力中长期交易时应签 订电力中长期交易合同（含电子合同），作为执行依据。分 散资源可与资源聚合类新型经营主体签订聚合服务合同，参 与电力中长期市场。 开展电力中长期交易合同签约工作，应有利于稳定市场 预期、防范市场风险、保障市场供需。 第七十二条 电力交易平台应当满足国家电子合同有关 规定的技术要求。 （一）年度及以上双边协商交易电子合同由“经营主体 通过电力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”三要素构成。 （二）挂牌、集中竞价、滚动撮合等其他所有交易电子 合同由“经营主体通过电力交易平台确认交易承诺书+交易 公告+交易结果”三要素构成。 交易承诺书和合同示范文本更新后，经营主体通过电力 交易平台进行阅读确认。交易承诺书和合同示范文本一经确 认后，即适用于对应交易品种的后续全部交易。 第七十三条 绿电交易合同应明确交易电量、电力曲线 及价格（包括电能量价格、绿电环境价值）等内容。电力交 易机构根据交易合同形成绿色电力溯源关系，为经营主体提
供溯源服务。 第七十四条 绿电交易合同签订要求： 发电企业与售电公司、虚拟电厂运营商、批发用户应在 绿电交易申报前就绿证交付时间、环境价值偏差补偿方式等 事项提前协商一致。 售电公司、虚拟电厂运营商参与省内、省间绿电交易的 所有合同电量均应在每月倒数第2 个工作日前关联至零售用 户。若未与零售用户签订绿电套餐，但向该零售用户关联绿 电合同电量，则默认由该零售用户承担的绿电环境价值为0 元/兆瓦时。
第二节合同执行
第七十五条 电力交易机构根据电力中长期市场连续运 营情况，汇总市场成员跨省跨区、省内交易合同，作为执行 依据。 第七十六条 电力系统发生紧急情况时，电力调度机构 可基于安全优先的原则实施调度，事后向福建能源监管办、 福建省发改委报告事件经过，并向经营主体披露相关信息。
第八章计量和结算
第一节计量
第七十七条多台发电机组共用计量点且无法拆分，各
发电机组需分别结算时，按照每台机组的额定容量或发电量 等比例计算各自上网电量。对于风电、光伏发电企业处于相 同运行状态的不同项目批次共用计量点的机组，可按照额定 容量等比例计算各自上网电量。 处于调试期的机组，如果和其他机组共用计量点，按照 机组调试期的发电量等比例拆分共用计量点的上网电量，确 定调试期的上网电量。 第七十八条资源聚合类新型经营主体聚合的不同分散 资源同时具有上、下网电量时，应区分各时段的上、下网电 量。 第七十九条其他计量有关要求按《电力市场计量结算 基本规则》执行。
第二节结算
第八十条 电力中长期市场结算原则上以自然月为周 期开展，按日开展清分、按月开展结算。电力中长期市场结 算可按差价结算或差量结算方式开展。 第八十一条根据现货市场节点电价机制实施情况，电 力中长期市场适时设置电力中长期结算参考点，作为电力中 长期市场电量在现货市场的交割点，参考点价格可以由日前 或实时市场出清价格确定。 第八十二条现货市场运行期间，批发市场经营主体按 照《福建电力市场现货交易实施细则》开展结算，零售市场
经营主体按照《福建电力市场零售交易实施细则（试行）》 开展结算。 第八十三条绿电交易中电能量与绿电环境价值分开结 算，绿电环境价值费用在用户电费账单中单列。纳入可持续 发展价格结算机制的电量（以下简称“机制电量”），不重 复获得绿证收益。绿电环境价值结算分为小时级绿电环境价 值结算和常规绿电环境价值结算，结算遵循“小时级优先” 和“三者取小”原则，按小时级或月度开展结算。 （一）绿电交易合同电能量部分（含省间绿电交易合同 电能量部分）按照《福建电力市场现货交易实施细则》开展 结算。 （二）绿电环境价值结算： 1.若同一经营主体（发电企业按照结算单元，下同）同 时持有小时级绿电合同和常规绿电合同，小时级绿电环境价 值优先结算，剩余可结电量再用于常规绿电环境价值结算。 2.小时级绿电环境价值按月开展结算计算，根据每日24 个时段对应的合同电量、发电企业上网电量（扣除机制电量）、 电力用户用电量“三者取小”确定该时段的结算量。 （1）机制电量分解：基于电网企业推送的发电企业当 月用于结算的机制电量，按照该发电企业各时段上网电量占 全月总上网电量的占比，计算该发电企业各时段机制电量， 机制电量分解尾差计入当月最大上网电量所在时段。 （2）电量分配：对于同一经营主体同一时段，按照该
时段该经营主体各小时级绿电合同电量占比分配该时段该 经营主体相应电量（发电企业上网电量应扣除该时段分解机 制电量）。 （3）绿电环境价值结算：将每笔小时级绿电合同各时 段合同电量、分摊上网电量、分摊用电量“三者取小”作为 该合同该时段绿电环境价值结算量（以兆瓦时为单位取整 数），以绿电环境价值的价格结算相关费用。 （4）尾差结算：小时级绿电合同累计尾差取整后按该 合同全月绿电环境价值算术均值结算费用。 3.常规绿电交易的绿电环境价值按当月合同电量（含省 间合同电量）、发电企业可结上网电量（扣除机制电量和已 结算的小时级绿电环境价值对应电量）、电力用户可结用电 量（扣除已结算的小时级绿电环境价值对应电量）“三者取 小”原则确定（以兆瓦时为单位取整数，尾差滚动到合同期 内的次月核算），以绿电环境价值的价格结算。若同一经营 主体当月持有多笔常规绿电交易合同，按照合同电量占比分 配该主体对应可结上网电量或用电量。 （三）省内绿电环境价值偏差补偿费用按照合同双方 在电力交易平台约定补偿方式进行结算。省间绿电环境价值 偏差补偿费用由北京电力交易中心统一结算，福建电力交易 中心接收到相关结算数据后，纳入省内结算依据。 （四）售电公司、虚拟电厂运营商的绿电环境价值结算 电量为其代理的零售用户或聚合的分布式电源环境价值最
终结算电量的合计值。
第九章信息披露
第八十四条电力市场信息按照年、季、月、周、日等 周期开展披露，信息披露主体按照标准数据格式在信息披露 平台披露信息，披露的信息保留或可供查询的时间不少于2 年，且封存期限为5 年。 第八十五条市场成员对披露的信息内容、时限等有异 议或者疑问，可向电力交易机构提出，相关信息披露主体应 予以解释。 第八十六条发电企业、售电公司、虚拟电厂运营商可 通过电力交易平台提交电力用户历史用电信息查询授权申 请，提出授权查询时段和内容，经电力用户授权同意后方可 查询相关信息。 第八十七条其他信息披露有关要求按照《电力市场信息 披露基本规则》、《福建电力市场信息披露实施细则》执行。
第十章市场技术支持系统
第八十八条电力交易平台应包括市场注册、交易申报、 交易出清、市场结算、市场参数管理、信息发布、交易出清 校核、市场运营监测等功能模块，符合相关技术规范和市场 规则要求。
第八十九条电力交易平台应遵循全国统一的数据接口 标准，电力交易平台间、电力交易平台与电网企业的电力调 度及营销等系统应实现互联互通，在保障信息安全的前提下 为市场相关方提供数据交互服务。 第九十条 电力交易平台应强化基础运行保障能力， 满足电力中长期市场连续运营要求，建立备用系统或并列双 活运行系统。 第九十一条电力交易平台间应实现注册信息互通互认， 确保经营主体“一地注册、全国共享”。电力交易平台应对 电力市场运行情况进行实时监测预警。 第九十二条电力交易平台账号管理： （一）经营主体应妥善保管电力交易平台账号、手机号、 密码、数字安全证书等信息和介质，仅限账号使用人本人使 用，不得转借他人。使用人应积极采取措施防止账号信息失 窃、遗失和过期失效，因怠于管理、使用不当造成的损失及 法律后果由经营主体自行承担。 （二）企业账号的使用方需根据国家相关法律法规、政 策文件及本细则的规定，进行账号的注册、登录、使用等操 作。企业账号的电力交易平台操作行为均代表经营主体的真 实意愿表达，其法律责任由该账号使用方关联的经营主体承 担。 （三）参与批发交易的经营主体，应当办理数字安全证 书或者采取同等安全等级的身份认证手段。参与零售交易的
经营主体，应当使用手机短信验证码或者采取同等安全等级 的身份认证手段。 （四）若发现经营主体有虚假注册、网络攻击、恶意调 用电力交易平台接口等不当使用行为，电力交易平台可采取 账号封禁、停止账号服务等措施，由此造成的损失由经营主 体自行承担。 （五）经营主体不得非法访问、非法获取或篡改电力交 易平台信息，不得使用接口、外挂程序等进行数据查询、交 易申报等高频操作（操作频次超过页面限制频次的，或页面 对应暂无限制要求，调用频次超过30 次/分钟、规律性调用 连续5 分钟超过10 次/分钟），不得利用电力交易平台从事 违反法律法规及电力市场交易规则的行为。发现上述情况后， 电力交易机构有权查验事实，视情节严重情况采取暂停或终 止交易资格、上报福建省发改委及福建能源监管办等相关措 施。
第十一章市场监管和风险防控
第九十三条 电力市场风险类型包括电力供需失衡风险、 市场价格异常风险、不正当竞争风险、技术支持系统运行异 常风险、合同违约风险及其他市场风险。 第九十四条 电力市场运营机构应按照“谁运营、谁防 范、谁运营、谁监控”的原则，履行市场运营、监控和风险
防控等职责，加强对电力市场各类交易活动的监测预警和风 险防范，并按要求向福建能源监管办、福建省发改委报告。 第九十五条 电力交易机构、电力调度机构应当详细记 录市场干预期间的有关情况，并在3 日内向福建能源监管办、 福建省发改委提交报告，按规定程序披露。 第九十六条 市场成员产生发生争议时，可自行协商解 决，协商无法达成一致时可提交福建能源监管办、福建省发 改委依法协调解决，也可依法提交仲裁委员会仲裁或者向人 民法院提起诉讼。市场成员应向福建能源监管办、福建省发 改委提供争议处理所需的数据和材料。
第十二章法律责任
第九十七条 对于电网企业、电力市场运营机构、经营 主体违反本规则规定的，福建能源监管办依照《电力监管条 例》第三十一条、第三十三条、第三十四条以及《电力市场 监管办法》第三十六条、第三十八条、第三十九条有关规定 处理。 第九十八条 任何单位和个人不得不当干预市场运行。 任何单位和个人扰乱电力市场秩序且影响电力市场活动正 常进行，或者危害电力市场及相关技术支持系统安全的，按 照有关规定处理；构成犯罪的，依法追究刑事责任。
第十三章附则
第九十九条 本细则由福建能源监管办会同福建省发改 委组织电力交易机构制定，经福建省电力市场管理委员会审 议通过后，报福建能源监管办、福建省发改委审定后执行。 第一百条本细则自印发之日起施行，《福建省电力中 长期市场交易实施细则（2026 年第二次修订版）》同时废止。 本细则与国家政策文件规定不符的，按国家政策文件规定执 行。
附录：名词解释 1.新型经营主体：具备电力、电量调节能力且具有新技 术特征、新运营模式的配电环节各类资源，可分为单一技术 类新型经营主体和资源聚合类新型经营主体。其中，单一技 术类新型经营主体主要包括分布式光伏、分散式风电、储能 等分布式电源和可调节负荷；资源聚合类新型经营主体主要 包括虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网，配电环节具备 相应特征的源网荷储一体化项目可视作智能微电网。 2.电力交易平台：基于电力系统及电力市场理论和电力 市场运行规则，应用计算机、网络通信、信息处理技术，支 撑市场运营机构开展电力市场交易的各项业务，保障经营主 体参与市场权益的技术支持系统。 3.用电单元：指电力用户在电力交易平台注册生效期间， 由电力用户实际使用并建立绑定关系的用电户号。 4.按日连续开市：电力交易机构在每日（工作日或自然 日）组织电力中长期交易的活动。 5.交易序列：由电力交易机构在电力交易平台中，按照 不同交易方式、不同交易执行周期等要素建立的交易组织集 合。 6.双边协商交易：经营主体之间自主协商交易电量、交 易价格等，并通过电力交易平台进行申报确认、出清，经安 全校核后形成最终交易结果。
7.集中竞价交易：针对已明确时段、数量、单位、执行 周期等要素的电力产品，经营主体等在规定截止时间前集中 申报价格，由电力交易平台汇总经营主体等提交的交易申报 信息进行“统一边际出清”或“撮合匹配、边际出清”。 8.滚动撮合交易：针对已明确时段、数量、单位、执行 周期等要素的电力产品，在规定的交易起止时间内，经营主 体等可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台依据申 报顺序进行滚动撮合，按照对手方价格优先、时间优先等原 则成交。 9.挂牌交易：经营主体等通过电力交易平台，将需求电 量或者可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合 资格要求的另一方提出接受该要约的申请。挂牌交易按照摘 牌情况成交，可由电力产品或服务的卖方（或买方）一方挂 牌，另一方摘牌；也可允许买卖两方在自身发用电能力范围 内同步挂牌、摘牌。 10.绿色电力：符合国家有关政策要求的风电（含分散式 风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热 发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电 等已建档立卡的可再生能源发电项目所产生的全部电量。初 期，参与绿色电力交易的可再生能源发电项目为风电、光伏 发电项目，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的其他可 再生能源。 11.绿色电力交易：以绿色电力和对应绿色电力环境价
值为标的物的电力交易品种，交易电力同时提供国家核发的 可再生能源绿色电力证书。 12.交易单元：经营主体参加中长期各交易品种的基本单 位。 13.报价：经营主体向市场运营机构提交电量、电价申报 信息。 14.市场出清：电力市场根据市场规则通过竞争定价确 定交易电力、电量和电价。 15.电子合同：由电力交易平台根据已发布的交易结果自 动生成的，用于约定交易成交各方权利义务以及交易各项条 款的电子协议，电子合同具备与纸质合同相同的法律效力。 16.合同示范文本：根据不同的交易类型和性质而制定的 含有详细标准条款的合同文本。 17.电力市场风险类型 （1）电力供需失衡风险 电力供需失衡风险指电力供应与需求大幅波动、超出正 常预测偏差范围，影响电力系统供需平衡的风险。 （2）市场价格异常风险 市场价格异常风险指某地区、时段市场价格持续偏高或 偏低，波动范围或持续时间明显超过正常变化范围的风险。 （3）不正当竞争风险 不正当竞争风险指经营主体违规行使市场力操纵市场 价格、持留容量、达成垄断协议等，或串通报价、哄抬价格，
并严重影响交易结果的风险。 （4）技术支持系统运行异常风险 技术支持系统运行异常风险指支撑电力市场的各类技 术支持系统出现异常或不可用状态，或因黑客、恶意代码等 攻击、干扰和破坏等行为，造成被攻击系统及其中数据的安 全性、完整性和可用性被破坏，影响市场正常运行的风险。 （5）合同违约风险 合同违约风险指经营主体失信、失去正常履约能力、存 在争议或不可抗力等原因而不能正常履行已签订的电力中 长期合同的风险。 （6）其他市场风险 其他市场风险指经营主体交易申报差错、滥用高频量化 交易、提供虚假注册资料获取交易资格等，影响市场正常秩 序的风险。
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福建电力交易中心有限公司关于发布《福建省电力中长期市场交易实施细则（2026年第二次修订版）》的通知（闽电交市场〔2026〕46号）
福建省电力中长期市场交易实施细则 （2026 年第二次修订版） 福建电力交易中心有限公司 2026 年8 月
目 录
第一章总则..............................................................................1
第二章总体要求......................................................................2
第三章市场成员......................................................................2
第一节经营主体注册.........................................................3
第二节市场成员权利.........................................................5
第三节市场成员义务.........................................................7
第四章
交易品种和价格机制.............................................. 11
第一节交易品种及方式...................................................11
第二节交易价格机制.......................................................12
第五章
交易组织..................................................................13
第一节基本要求...............................................................13
第二节交易约束与出清...................................................14
第三节电能量交易组织...................................................16
第四节绿色电力交易组织...............................................23
第六章交易校核....................................................................25
第七章合同管理....................................................................25
第一节合同签订...............................................................25
第二节合同执行...............................................................27
第八章计量和结算................................................................27
第一节计量.......................................................................27
第二节结算.......................................................................28
第九章信息披露....................................................................30
第十章市场技术支持系统.................................................... 31
第十一章市场监管和风险防控............................................ 33
第十二章法律责任................................................................34
第十三章附则........................................................................34
附录：名词解释......................................................................36
第一章总则
第一条为规范福建电力中长期市场秩序，维护经营主体 合法权益，促进中长期与现货市场、省内市场与全国统一电 力市场有序衔接，保证电力市场的统一、开放、竞争、有序 和电力安全可靠稳定供应，落实《中共中央国务院关于进 一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号） 要求，根据《中华人民共和国能源法》《中华人民共和国电 力法》《电力市场运行基本规则》《电力中长期市场基本规 则》和《福建电力市场运行基本规则（2025 年修订版）》等 相关规定，结合福建实际，制定本细则。 第二条本实施细则所称电力中长期市场，是指已完成 市场注册的经营主体开展电力中长期交易的市场。电力中长 期交易是指对未来某一时期内交割电力产品或服务的交易， 包含数年、年、月、月内（含旬、周、多日）等不同时间维 度的交易。 第三条本实施细则适用于福建省内电力中长期市场的 注册、交易、执行、结算、信息披露和监督管理等。 第四条本实施细则所称电力市场成员包括经营主体、 电力市场运营机构和电网企业。其中，经营主体包括参与电 力中长期市场的发电企业、售电公司、电力用户和新型经营 主体；电力市场运营机构包括电力交易机构、电力调度机构。
第五条电力市场成员应当严格遵守市场规则，自觉自 律，不得操纵市场价格、损害其他市场成员的合法权益。
第二章总体要求
第六条统筹推进省内电力中长期市场、电力现货市场 建设，在交易时序、交易出清、市场结算等方面做好衔接， 发挥电力中长期市场在平衡电力电量长期供需、稳定电力市 场运行等方面的基础作用。适应新能源出力波动特点，实现 灵活连续交易，推广多年期购电协议机制，稳定长期消纳空 间。 第七条促进跨省跨区电力中长期交易与省内电力中长 期交易相互耦合，在经济责任、价格形成机制等方面动态衔 接。 第八条电力市场运营机构应按照统一标准开展市场注 册、交易组织、交易结算、信息披露等工作。电网企业应在 市场注册、交易组织、交易结算、信息披露等环节，按照统 一标准与电力交易机构动态交互信息。 第九条电力中长期市场技术支持系统（以下简称“电 力交易平台”）应实现统一平台架构、统一技术标准、统一 核心功能、统一交互规范，支撑全国统一电力市场数据信息 纵向贯通、横向互联。
第三章市场成员
第一节经营主体注册
第十条经营主体应当按照《电力市场注册基本规则》、 《福建电力市场注册实施细则（试行）》要求，在电力交易 平台办理市场注册、变更与注销，并进行实名认证。经营主 体在履行市场注册程序后，参与电力中长期市场。 第十一条直接参与电力中长期市场的电力用户全部电 量可通过批发市场或零售市场购买，但不得同时参加批发市 场和零售市场。其中： （一）选择参与批发市场的用户，可通过电力交易平台 自主操作，完成批发市场入市风险阅知和进入批发市场真实 意愿确认后，成为批发用户。 （二）选择参与零售市场的用户，按照《福建电力市场 零售交易实施细则（试行）》相关规定执行。 第十二条暂未直接参与电力中长期市场的电力用户按 规定由电网企业代理购电，允许在次月选择直接参加批发市 场或零售市场。 第十三条根据国家及福建省相关政策规定，新能源参 与中长期市场交易时，集中式新能源应直接参与；分布式电 源满足“可观可测可调可控”等要求的，可直接或通过聚合 方式参与中长期市场交易。其中： （一）选择直接参与市场的分布式电源进入批发市场， 还应具备接收并执行调度发电计划、接入AGC 系统等条件，
注册时需提交具备AGC 调试资质的单位出具的场站AGC 调试 报告以及与相应电力调度机构的AGC 联调测试报告。 （二）选择聚合参与市场的分布式电源进入零售市场， 按照《福建电力市场零售交易实施细则（试行）》相关规定 执行。 第十四条现阶段，参与省内绿电交易的发电企业以风 电（包括陆上风电、海上风电）、光伏发电项目为主，主要 包括以下几类： （一）未纳入国家可再生能源补贴范围内的项目。 （二）纳入国家可再生能源补贴范围内但补贴到期的 项目，包括超过全生命周期合理利用小时数之外的项目，以 及自并网之日起满20 年的项目。 （三）纳入国家可再生能源补贴范围内，但主动放弃补 贴的项目或参与绿电交易所获高于燃煤基准电价的溢价收 益等额冲抵补贴的项目。可再生能源发电项目参加绿电交易 后应及时按电网企业要求选择补贴处理方式，电网企业据此 做好补贴冲抵、发放等工作。 第十五条已注册生效并确认进入商业运营的发电企业、 独立新型储能企业，可参与当月开展的次月月内交易及后续 月份开展的所有交易；条件具备时可自D+2 日起参与交易， 其D 日至D+1 日上网电量按照调试运行期结算规则进行电费 结算（D 日为电力交易机构收到电力调度机构确认机组进入 商运通知的日期）。
第十六条已注册生效的分布式电源、批发用户、售电 公司、虚拟电厂运营商等，可参与当月开展的次月月内交易 及后续月份开展的所有交易，其中售电公司、虚拟电厂运营 商等在参与批发市场交易前，应先在零售市场与零售用户或 发用电聚合资源签订套餐。
第二节市场成员权利
第十七条发电企业的权利主要包括： （一）按照市场规则参与电力中长期市场，签订电力中 长期交易合同； （二）按照有关规定获得电力市场注册、交易、计量结 算、信息披露等服务； （三）获得公平的电网接入服务和输配电服务； （四）法律法规规定的其他权利。 第十八条售电公司（含配售电公司）的权利主要包括： （一）按照市场规则参与电力中长期市场，签订电力中 长期交易合同； （二）按照有关规定获得电力市场注册、交易、计量结 算、信息披露等服务； （三）具有配电网运营权的售电公司应获得公平的输配 电服务和电网接入服务； （四）获得签约电力用户合同期内用电负荷等信息，根 据电力用户授权获得其历史用电负荷信息；
（五）法律法规规定的其他权利。 第十九条电力用户的权利主要包括： （一）按照市场规则参与电力中长期市场，与发电企业 签订电力中长期交易合同，或与售电公司签订电力零售合同； （二）按照有关规定获得电力市场注册、交易、计量结 算、信息披露等服务； （三）获得公平的输配电服务和电网接入服务； （四）法律法规规定的其他权利。 第二十条新型经营主体的权利主要包括： （一）按照市场规则参与电力中长期市场，签订电力中 长期交易合同； （二）按照有关规定获得电力市场注册、交易、计量结 算、信息披露等服务； （三）获得公平的输配电服务和电网接入服务； （四）获得签约分散资源的相关信息； （五）法律法规规定的其他权利。 第二十一条 电网企业的权利主要包括： （一）收取输配电费，代收电费和政府性基金及附加等； （二）对于逾期仍未全额付款的售电公司，向电力交易 机构提出履约保函、保证金或其他结算担保品的使用申请； （三）按照信息披露有关规定获得市场信息； （四）法律法规规定的其他权利。
第三节市场成员义务
第二十二条 发电企业的义务主要包括： （一）遵守市场规则，履行电力中长期交易合同，按时 完成电费结算； （二）签订并执行并网调度协议、购售电合同，服从电 力调度机构的统一调度，提供承诺的有效容量和辅助服务， 提供电厂检修计划、实测参数、预测运行信息、紧急停机信 息等； （三）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关 规定； （四）具备满足参与电力中长期市场要求的技术条件； （五）法律法规规定的其他义务。 第二十三条 售电公司（含配售电公司）的义务主要包 括： （一）遵守市场规则，履行电力中长期交易合同，按时 完成电费结算； （二）为签订零售合同的电力用户提供售电服务及约定 的增值服务； （三）按照市场规则，向电力市场运营机构提供签约的 零售电力用户交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他信息， 在交易平台上公示其向电力用户提供的所有零售套餐，承担 电力用户信息保密义务；
（四）具有配电网运营权的售电公司提供相应的配电服 务，服从电力调度机构的统一调度，遵守电力负荷管理等相 关规定，开展配电区域内电费结算和收取业务； （五）按照规定向电力交易机构提交履约保函、保证金 或其他结算担保品； （六）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关 规定； （七）依法依规履行可再生能源消纳责任； （八）具备满足参与电力中长期市场要求的技术条件； （九）法律法规规定的其他义务。 第二十四条 电力用户的义务主要包括： （一）遵守市场规则，履行电力中长期交易合同，按时 完成电费结算，按规定支付电费； （二）按照市场规则向电力市场运营机构提供交易电力 电量需求、典型负荷曲线及其他信息； （三）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关 规定； （四）依法依规履行可再生能源消纳责任和消费义务； （五）法律法规规定的其他义务。 第二十五条 新型经营主体的义务主要包括： （一）遵守市场规则，履行电力中长期交易合同，按时 完成电费结算； （二）资源聚合类新型经营主体与分散资源签订零售合
同（或聚合服务合同），在电力交易平台建立零售服务或聚 合服务关系，履行合同规定的各项义务； （三）按照市场规则向电力市场运营机构提供合同周期 内签约分散资源的交易电力电量需求、典型负荷曲线及其他 信息，承担信息保密义务； （四）按照市场规则向电力交易机构提交履约保函、保 证金或其他结算担保品； （五）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关 规定； （六）具备满足参与电力中长期市场要求的技术条件； （七）聚合负荷侧资源的新型经营主体，应依法依规履 行可再生能源消纳责任和消费义务； （八）法律法规规定的其他义务。 第二十六条 电力调度机构的义务主要包括： （一）合理安排电网运行方式，开展安全校核，按照调 度规程实施电力调度，依法依规执行电力市场交易结果； （二）向电力交易机构提供支撑电力市场注册、交易、 结算和市场服务所需的相关信息，保证数据信息交互的准确 性和及时性； （三）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关 规定； （四）配合开展电力中长期市场分析和运营监控； （五）法律法规规定的其他义务。
第二十七条 电力交易机构的义务主要包括： （一）电力市场注册和管理，汇总电力中长期交易合同； （二）电力交易平台建设、运营和管理； （三）组织电力中长期交易，提供结算依据及服务； （四）执行信息披露有关规定，提供信息披露平台，承 担信息保密义务； （五）开展市场运营监测和分析，依法依规执行市场干 预措施，并向经营主体公布干预原因，防控市场风险； （六）向福建能源监管办、福建省发改委及时报告经营 主体违规行为，并配合调查； （七）法律法规规定的其他义务。 第二十八条 电网企业的义务主要包括： （一）保障输变电设备正常运行，建设、运行、维护和 管理电网相关配套系统，服从电力调度机构的统一调度； （二）加强电网建设，为经营主体提供公平的输配电服 务和电网接入、报装、计量、抄表、收付费等服务； （三）依法依规提供相关市场信息，执行信息披露有关 规定，承担信息保密义务； （四）负责电费结算，按期向经营主体出具电费账单； （五）分别预测居民、农业用户和代理购电用户的用电 量规模及负荷曲线，向符合规定的工商业用户提供代理购电 服务； （六）法律法规规定的其他义务。
第四章
交易品种和价格机制
第一节交易品种及方式
第二十九条 根据交易标的物执行周期不同，电力中长 期交易包括数年、年度、月度、月内等不同交割周期的电能 量交易。数年、年度、月度交易应定期开市，条件成熟后， 月度交易可从次月开始滚动覆盖至当年底各月或次月后续 特定月份；月内交易原则上按工作日或自然日连续开市。 原则上，数年交易以1 年以上的电量作为交易标的物， 年度交易以次年年度内的电量作为交易标的物，月度交易以 次月、年内剩余月份的电量或特定月份的电量作为交易标的 物，月内交易以月内剩余天数的电量或者特定天数的电量作 为交易标的物。交易分时电量、电价应通过约定或竞争形成。 第三十条绿色电力交易（以下简称“绿电交易”）是 指以绿色电力和对应绿色电力环境价值（以下简称“绿电环 境价值”）为标的物的电力交易品种，交易电力同时提供 国家核发的可再生能源绿色电力证书（以下简称“绿证”）。 第三十一条 绿电交易主要包括跨省跨区绿电交易（含 跨电网经营区绿电交易）、省内绿电交易，其中：省内绿电 交易是指由电力用户或售电公司等通过电力直接交易的方 式向计入本省电网控制区的发电企业购买绿色电力的交易。 第三十二条 未履行的合同可全部或部分通过合同转让 交易转让给第三方，相关权责一并转让。绿电合同转让交易
需相关各方协商一致。 第三十三条 根据交易方式不同，电力中长期交易包括 集中交易和双边协商交易，其中集中交易包括集中竞价交易、 滚动撮合交易、挂牌交易等。 第三十四条 同一经营主体可以选择买入或卖出电量， 但在同一交易序列同一时段只能选择买入或卖出一种行为。
第二节交易价格机制
第三十五条 除执行政府定价的电量外，电力中长期市 场的交易价格应当由经营主体通过市场形成，第三方不得干 预。交易价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。 第三十六条 双边协商交易价格按合同约定价格执行。 集中交易价格根据相应市场规则形成，其中：集中竞价交易 采用边际出清或高低匹配等方式确定出清价格；滚动撮合交 易按价格优先、时间优先原则进行撮合，成交价格由买卖双 方申报价格匹配确定；挂牌交易采用挂牌方挂牌、摘牌方摘 牌的方式达成交易，按挂牌价格成交。 第三十七条 绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价 值组成，并在交易中分别明确。绿电环境价值不纳入峰谷分 时电价机制以及力调电费等计算，具体按照国家有关政策规 定执行。 第三十八条 中长期合同电价可签订固定价格，也可签 订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。
第三十九条 鼓励经营主体签订中长期交易合同时申报 用电曲线、反映各时段价格。为避免市场操纵以及恶性竞争， 中长期交易可对申报价格或出清价格设置上、下限，价格上、 下限原则上由电力市场管理委员会提出建议，报有关部门审 定。完善中长期交易限价，逐步推动月内等较短时间尺度中 长期交易限价范围与现货市场限价贴近。
第五章
交易组织
第一节基本要求
第四十条省内电力中长期交易由电力交易机构组织。 电力交易平台功能、电力市场运营机构人员配置（包括交易 组织、交易结算、市场注册、运营监测、技术保障等人员） 应满足电力中长期市场按日连续运营要求。 第四十一条 电力交易机构应按月发布交易日历，明确 各类交易申报、出清等时间或时间安排原则。 第四十二条 交易公告由电力交易机构按照交易日历安 排向经营主体发布，公告内容包括：交易品种、交易主体、 交易方式、交易申报时间、交易执行时间、交易参数、出清 方式、交易约束信息、交易操作说明、其他准备信息等。 原则上，数年、年度等定期开市的电力中长期交易，交 易公告应在交易申报前至少3个工作日发布；月度等定期开
市的电力中长期交易，交易公告应在交易申报前至少1个工 作日发布；连续开市的电力中长期交易不再发布交易公告。 第四十三条 交易单元是经营主体参与交易的基本单位， 交易单元设置要求包括： （一）同一发电企业按交易单元申报，原则上：省调统 调燃煤火电机组按照超超临界、超临界、亚临界三类组合形 成交易单元；核电机组按照容量和批复电价相同的原则组合 形成交易单元；新能源发电企业按照发电项目（以核准批复 文件或者备案文件为准）形成交易单元；其余发电企业的机 组以厂站为单位形成交易单元。 （二）电力用户、售电公司直接形成独立交易单元。虚 拟电厂运营商以聚合单元形成交易单元，其中：发电类聚合 单元的聚合范围原则上不超过同一220 千伏变电站供电区域； 负荷类聚合单元的聚合范围不超过本省范围。 交易单元原则上在完整年度交易周期内不做调整。
第二节交易约束与出清
第四十四条 在电力中长期交易开展前，应在交易公告 中明确电力中长期交易的各项关键参数。在申报组织及出清 过程中不得临时调整或增加关键参数。 第四十五条 电力调度机构通过电力交易平台发布并动 态更新各断面（设备）、各路径可用输电容量、影响断面（设 备）限额变化的停电检修等与电网运行相关的电网安全约束
信息，并向电力交易机构提供各发电机组可用发电能力。 第四十六条 电力交易机构根据已达成的交易合同及可 用发电能力，形成各发电机组交易申报限额，并根据市场交 易情况及时调整。发电侧交易申报限额设置： （一）发电侧各时段售电限额按其每小时最大可发电量 扣减厂用电量及已成交合同电量确定，各类型电源厂用电率 为：火电和三余6.1%、储能3%、核电6.5%、海上风电2.1%、 陆上风电2.4%、集中式光伏1.3%、分布式光伏及其他可再生 能源0%。其中： 1.新能源发电企业根据机组额定容量扣减机制电量对应 容量后的最大上网能力计算每小时最大可发电量。其中光伏 最大发电能力的计算时段为每日6 时至18 时，其它时段交 易限额为0。 2.其余发电企业根据机组额定容量及检修计划计算每小 时最大可发电量，其中多日交易考虑标的为标的周期覆盖范 围内的检修计划。检修计划以电力调度机构在交易申报前一 个工作日（按工作日连续运行）或自然日（按自然日连续运 行）中午12:00 前推送的数据为准。 3.自备电厂还可根据自身情况于每月20 日（如遇节假日 提前）前填报参与市场容量比例，用于开展的次月月内交易 和次月组织的月度交易限额计算。未填报的沿用上一次填报 比例，如无历史值则默认为0。 （二）发电侧购方限额不得超过其标的周期省内分时段
合同电量。 第四十七条 用电侧交易申报限额设置： （一）售电公司、虚拟电厂运营商负荷类聚合单元的交 易申报限额，应根据注册资产总额、履约担保额度、代理或 聚合用户的历史用电水平等风险平抑能力条件确定。绿电交 易用电侧各时段限额为总申报限额均分到24 时段，具备条 件后按照总限额设置。 （二）用电侧售方限额不得超过其标的周期省内分时段 合同电量。 （三）同一投资主体（含关联企业）所属的售电公司及 虚拟电厂运营商负荷类聚合单元每一批次年度交易的申报 交易电量限额由当批次对应的交易方案明确。 （四）省内售电公司、批发用户参与省间绿电交易限额 按全省总可购电规模上限控制。总可购电规模上限由电力调 度机构根据省内负荷动态测算情况、电网安全稳定运行要求 以及跨区跨省输电通道安全约束等因素综合确定后提供。 第四十八条 经营主体应在规定的时限内通过电力交易 平台申报相关交易数据。 第四十九条 电力交易机构根据必要的交易出清约束进 行交易出清，形成预成交结果。
第三节电能量交易组织
第五十条现货市场运行期间，分时段交易各时段以小
时为单位，全天共分为24个时段。多日以上交易形成的各分 时段合同电量一律均分到每日，电量保留3位小数，尾差电 量由最后一日兜底。分配零售用户的每日绿电合同电量原则 上由售电公司同笔绿电合同中最大电量的零售用户兜底。 第五十一条 双边协商交易组织： （一）经营主体按市场交易规则在规定时间内双边自 由协商，购售双方在交易合同中可约定每日24 个时段的交 易电量、价格提交电力交易机构，或者按照规定的原则确定 曲线分解方式及量价形成机制开展交易。 （二）电力交易机构按交易公告开放电力交易平台，交 易双方在规定的时间内通过电力交易平台登记交易电量、交 易价格、年度分月电量计划等交易信息。 （三）电力交易机构在交易登记日结束完成双边协商 交易信息的汇总，并在汇总后的2 个工作日内形成最终交易 结果。 第五十二条 挂牌交易组织： （一）通过挂牌方式开展交易时，有意向发出要约的经 营主体应将购买或出售电量的数量、价格等意向交易信息提 交给电力交易机构。有意接受该交易要约的经营主体通过电 力交易平台申报交易电量。 （二）交易按照“典型曲线、一口价”的方式组织开展， 典型曲线可参照一条平线、发电侧典型出力曲线或用电侧典 型负荷曲线等方式确定。默认交易周期内每日曲线均相同，
交易电量均分到交易周期内每日24 个时段，不可调整。各 时段合同电量保留3 位小数，尾差电量由最后一个时段兜底。 （三）申报时间截止后，电力交易机构进行交易出清。 交易出清规则可采用时间优先原则或采用等比例分配原则。 挂牌交易成交电价均为挂牌价格。 （四）电力交易机构在交易出清后的2 个工作日内，形 成最终交易结果。 第五十三条 集中竞价交易组织： （一）集中竞价交易开始后，发电企业、售电公司、虚 拟电厂运营商和电力用户等经营主体通过电力交易平台申 报电量、价格。电网企业代理购电通过电力交易平台申报电 量。电力交易平台对申报数据进行确认，并以申报截止前最 后一次的有效申报作为最终申报。电网企业代理购电如遇相 关政策调整，按照最新要求执行。 （二）交易按照24 个时段分时段组织开展。每批次交 易均分时段申报、出清，分时段交易电量均分到交易周期内 每日，不可调整。 （三）集中竞价交易可采用边际价格统一出清方式或高 低匹配撮合出清方式，当前采用边际价格统一出清方式，由 系统自动出清结算。 1.边际价格统一出清：根据发电企业、虚拟电厂运营商 发电类聚合单元申报曲线与电力用户、售电公司、虚拟电厂 运营商负荷类聚合单元等经营主体申报曲线交叉点对应的
价格，确定市场边际成交价格。当发电企业与电力用户或售 电公司边际成交价格不一致，则按两个价格的算术平均值作 为市场成交价格执行。 2.价格高低匹配撮合出清：报价最低的发电企业、虚拟 电厂运营商发电类聚合单元与报价最高的电力用户或售电 公司、虚拟电厂运营商负荷类聚合单元优先配对，并依次类 推。已配对的发电企业与电力用户或售电公司两个报价的算 术平均值为此配对成交价格。 （四）按照“价格优先原则”或“先价格优先、再时间 优先原则”进行出清： 1.价格优先出清：按照“价格优先原则”，对发电企业、 虚拟电厂运营商发电类聚合单元按照申报价格由低到高排 序，对电力用户、售电公司、虚拟电厂运营商负荷类聚合单 元等经营主体按照申报价格由高到低排序。当价格相同的申 报电量不能全部成交时，根据申报电量按等比例原则分配成 交电量。 2.先价格优先、再时间优先出清：按照“先价格优先、 再时间优先原则”，对发电企业、虚拟电厂运营商发电类聚 合单元按照申报价格由低到高排序、申报时间由先到后排序， 对电力用户、售电公司、虚拟电厂运营商负荷类聚合单元等 经营主体按照申报价格由高到低、申报时间由先到后排序。 当价格相同且申报时间一致的申报电量不能全部成交时，根 据申报电量按等比例原则分配成交电量。
（五）电力交易机构在交易出清后的2 个工作日内，形 成最终交易结果。 第五十四条 滚动撮合交易组织： （一）滚动撮合交易开始后，经营主体通过电力交易平 台随时申报电量、价格。交易按照24 个时段分时段组织开 展。每批次交易均分时段申报、出清，分时段交易电量均分 到交易周期内每日，不可调整。按工作日连续运行时，日滚 动撮合交易按照D-2 日开展D 日24 个时段电能量交易（如 遇节假日交易相应提前，每日至多开展3 日交易，如超过3 日则向前递推）；按自然日连续运行时，日滚动撮合交易按 照D-2 日开展D 日至D 日所在标的月月底每日24 个时段电 能量交易或D-2 日开展D 及后续特定天数的24 个时段电能 量交易。每批次参与交易主体在同一时段仅可选定购电或售 电一个交易方向。 （二）交易采用滚动报价、撮合成交的价格形成机制申 报方式，由电力交易平台按照“价格优先、时间优先”的原 则进行滚动撮合成交，形成预成交结果。滚动撮合交易出清 原则为： 1.购方、售方申报交易信息按照“时间优先”原则进入 申报队列等待； 2.售方按照价格由低到高、同等价格时间由早到晚的原 则排序，购方按照价格由高到低、同等价格时间由早到晚的 原则排序；
3.当购方申报电价≥售方申报电价时，按照排序先后顺 序成交；当购方申报电价＜售方申报电价时，不成交。 4.滚动撮合交易每笔成交价格=K×A+（1-K）×B（0≤K ≤1），其中：购售双方申报价格中申报时间在前的报价价 格为A，申报时间在后的报价价格为B，K 值暂定0.5，后期 由福建省发改委商福建能源监管办视实际运行情况予以调 整。 （三）电力交易机构在交易出清后的2 个工作日内，形 成最终交易结果。 第五十五条 电网企业代理购电交易组织： 电网企业通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易） 代理购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出 清。交易默认为购电交易，如需售出已持有合同电量，电网 企业需在交易申报前1 日17 点前登录平台改为售电交易。 电网企业代理购电挂牌交易通过典型曲线方式组织开 展，电网企业的申报电量先后按照代理居民、农业用户和工 商业用户的典型曲线（由电网企业在交易申报10 个工作日 前公布），折算至各时段电量后开展分时段交易出清。各时 段挂牌价格为当月月度集中竞价交易该时段成交价格，若某 时段无价格则由交易申报前最近一次集中竞价交易加权均 价确定。成交电量按照等比例方式出清，摘牌电量不足部分 由当次交易准入机组按剩余限额等比例分摊。组织年度电网 企业代理购电挂牌交易时，若未开展年度集中竞价交易，各
时段挂牌价格为已成交的年度交易品种该时段加权均价。 第五十六条 合同调整交易的组织： 对于双边协商交易，购售双方经协商一致，在保持合同 总电量不变、曲线不变的前提下，可调整次月及后续月份的 分月合同电量及交易电价；对于集中交易，在同一时段内不 开展分月合同电量调整。电网企业代理购电如遇相关政策调 整，按照最新要求执行。 第五十七条 合同转让交易的组织： 发电侧之间、用电侧之间可以开展合同转让交易。交易 双方可约定每日24 个时段的交易电量、价格提交电力交易 机构，或者按照规定的原则确定曲线分解方式及量价形成机 制开展交易。如遇经营主体注销，可转让次月及后续月份所 有电量。发电企业基数合同转让交易根据需求不定期开市， 每月10 日前电力交易机构收集转让意向并于月底前统一组 织开展交易。 发电侧市场化合同电量转让交易原则上应符合节能减 排相关要求。 第五十八条 中长期合同曲线分解： 在现货市场未执行节点电价前，若发电企业由多台机组 组成交易单元参与中长期交易的，需自行分解每台机组的中 长期合同曲线。按工作日连续运行时，D-1 日开展D 日中长 期合同曲线分解工作（如遇节假日相应提前，每日至多开展 3 日交易，如超过3 日则向前递推）；按自然日连续运行时，
D-1 日开展D 日中长期合同曲线分解工作。未开展曲线分解 的默认按照机组容量等比例分解的原则执行。 第五十九条 新型主体交易组织原则： 现阶段，虚拟电厂运营商发电类聚合单元参照集中式新 能源参与中长期电能量交易，具备条件后可参与绿电交易； 负荷类聚合单元按照售电公司有关要求参与中长期电能量 交易和绿电交易。
第四节绿色电力交易组织
第六十条绿电交易应确保发电企业与电力用户一一对 应，实现绿电环境价值可追踪溯源。鼓励经营主体参与小时 级绿电交易，实现绿电环境价值按小时级的结算和溯源。 第六十一条 鼓励经营主体参与数年绿电交易，探索数 年绿电交易常态化开市机制。 意向参与数年期绿电交易的电力用户、售电公司，应参 考电力交易机构发布的协议模版，签订数年期绿电双边协商 交易合同。每月15日前（如遇节假日提前）提交相关材料并 通过电力交易机构形式审查的电力用户、售电公司，可申请 参与次月组织的数年期绿电交易。 第六十二条 省内绿电交易参照电能量交易，现阶段以 双边协商交易为主，不单独组织集中竞价和滚动撮合交易， 适时扩展至挂牌交易；交易周期以年度（数年）、月度、月 内为主；小时级绿电交易优先于常规绿电交易组织开展。
第六十三条 售电公司代理零售用户参与绿电交易时， 应提前与意向购买绿电的用户签订绿电套餐，建立代理服务 关系，并就环境价值偏差补偿方式、绿电合同电量等事项协 商一致后，再参与批发市场绿电交易。具备条件后，由售电 公司在交易申报时先将各时段绿电需求电量全部关联至代 理零售用户后，再由发电企业进行确认。 第六十四条 初期，分布式电源仅参与常规绿电交易， 适时将分布式电源引入小时级绿电交易，绿电环境价值可按 24个时段进行约定。虚拟电厂聚合分布式电源参与绿电交易 时，应提前与分布式电源项目签订聚合类绿电套餐，建立聚 合服务关系。虚拟电厂运营商的绿电合同电量按照其聚合分 布式电源项目预计交易电量比例进行分配，形成分布式电源 项目的绿电合同电量；分布式电源项目的绿电合同电量与售 电公司关联至零售用户的绿电合同电量分别由从大到小的 顺序依次匹配，形成绿电溯源关系。分布式电源的绿电合同 电量尾差原则上由最大交易电量的分布式电源项目兜底。 第六十五条 绿电合同调整交易的组织： 对于双边协商方式达成的年度（数年）绿电交易合同， 购售双方经协商一致，在保持合同总电量不变的前提下，可 调整次月及后续月份的分月合同电量、电价。 第六十六条 绿电合同转让交易的组织： 绿电合同在各方协商一致、确保绿电环境价值可追踪溯 源的前提下，适时按月或更短周期开展绿电合同转让交易；
合同出让方与受让方自行协商确定转让绿电合同电量的电 能量价格，一并转让对应的绿电环境价值，环境价值偏差补 偿条款需与原合同保持一致。
第六章交易校核
第六十七条 省内电力中长期市场交易校核开展交易出 清校核，由电力交易机构负责，包括交易电力电量限额校核、 交易限价校核等。 第六十八条 电力电量的交易校核按不超过交易限额的 原则进行削减，其中：双边协商交易按成交时间先后逆序削 减，集中竞价和挂牌交易按等比例原则削减，滚动撮合交易 按成交时间逆序削减，并根据削减电量对应价格对对侧主体 按成交时间逆序削减。电价的交易校核按照超限价的交易申 报和成交结果均为无效处理。 第六十九条 交易出清校核在电力中长期交易出清前开 展，原则上不超过1 个工作日。 第七十条经营主体对交易结果如有异议的，应在交易 结果发布后1 个工作日内以书面形式向电力交易机构提出， 由电力交易机构在1 个工作日内给予解释和协调。逾期未提 出异议的，电力交易平台自动确认成交。
第七章合同管理
第一节合同签订
第七十一条 各市场成员在开展电力中长期交易时应签 订电力中长期交易合同（含电子合同），作为执行依据。分 散资源可与资源聚合类新型经营主体签订聚合服务合同，参 与电力中长期市场。 开展电力中长期交易合同签约工作，应有利于稳定市场 预期、防范市场风险、保障市场供需。 第七十二条 电力交易平台应当满足国家电子合同有关 规定的技术要求。 （一）年度及以上双边协商交易电子合同由“经营主体 通过电力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”三要素构成。 （二）挂牌、集中竞价、滚动撮合等其他所有交易电子 合同由“经营主体通过电力交易平台确认交易承诺书+交易 公告+交易结果”三要素构成。 交易承诺书和合同示范文本更新后，经营主体通过电力 交易平台进行阅读确认。交易承诺书和合同示范文本一经确 认后，即适用于对应交易品种的后续全部交易。 第七十三条 绿电交易合同应明确交易电量、电力曲线 及价格（包括电能量价格、绿电环境价值）等内容。电力交 易机构根据交易合同形成绿色电力溯源关系，为经营主体提 供溯源服务。 第七十四条 绿电交易合同签订要求： 发电企业与售电公司、虚拟电厂运营商、批发用户应在
绿电交易申报前就绿证交付时间、环境价值偏差补偿方式等 事项提前协商一致。 售电公司、虚拟电厂运营商参与省内、省间绿电交易的 所有合同电量均应在每月倒数第2 个工作日前关联至零售用 户。若未与零售用户签订绿电套餐，但向该零售用户关联绿 电合同电量，则默认由该零售用户承担的绿电环境价值为0 元/兆瓦时。
第二节合同执行
第七十五条 电力交易机构根据电力中长期市场连续运 营情况，汇总市场成员跨省跨区、省内交易合同，作为执行 依据。 第七十六条 电力系统发生紧急情况时，电力调度机构 可基于安全优先的原则实施调度，事后向福建能源监管办、 福建省发改委报告事件经过，并向经营主体披露相关信息。
第八章计量和结算
第一节计量
第七十七条多台发电机组共用计量点且无法拆分，各 发电机组需分别结算时，按照每台机组的额定容量或发电量 等比例计算各自上网电量。对于风电、光伏发电企业处于相 同运行状态的不同项目批次共用计量点的机组，可按照额定
容量等比例计算各自上网电量。 处于调试期的机组，如果和其他机组共用计量点，按照 机组调试期的发电量等比例拆分共用计量点的上网电量，确 定调试期的上网电量。 第七十八条资源聚合类新型经营主体聚合的不同分散 资源同时具有上、下网电量时，应区分各时段的上、下网电 量。 第七十九条其他计量有关要求按《电力市场计量结算 基本规则》执行。
第二节结算
第八十条 电力中长期市场结算原则上以自然月为周 期开展，按日开展清分、按月开展结算。电力中长期市场结 算可按差价结算或差量结算方式开展。 第八十一条根据现货市场节点电价机制实施情况，电 力中长期市场适时设置电力中长期结算参考点，作为电力中 长期市场电量在现货市场的交割点，参考点价格可以由日前 或实时市场出清价格确定。 第八十二条现货市场运行期间，批发市场经营主体按 照《福建电力市场现货交易实施细则》开展结算，零售市场 经营主体按照《福建电力市场零售交易实施细则（试行）》 开展结算。 第八十三条绿电交易中电能量与绿电环境价值分开结
算，绿电环境价值费用在用户电费账单中单列。纳入可持续 发展价格结算机制的电量（以下简称“机制电量”），不重 复获得绿证收益。绿电环境价值结算分为小时级绿电环境价 值结算和常规绿电环境价值结算，结算遵循“小时级优先” 和“三者取小”原则，按小时级或月度开展结算。 （一）绿电交易合同电能量部分（含省间绿电交易合同 电能量部分）按照《福建电力市场现货交易实施细则》开展 结算。 （二）绿电环境价值结算： 1.若同一经营主体（发电企业按照结算单元，下同）同 时持有小时级绿电合同和常规绿电合同，小时级绿电环境价 值优先结算，剩余可结电量再用于常规绿电环境价值结算。 2.小时级绿电环境价值按月开展结算计算，根据每日24 个时段对应的合同电量、发电企业上网电量（扣除机制电量）、 电力用户用电量“三者取小”确定该时段的结算量。 （1）机制电量分解：基于电网企业推送的发电企业当 月用于结算的机制电量，按照该发电企业各时段上网电量占 全月总上网电量的占比，计算该发电企业各时段机制电量， 机制电量分解尾差计入当月最大上网电量所在时段。 （2）电量分配：对于同一经营主体同一时段，按照该 时段该经营主体各小时级绿电合同电量占比分配该时段该 经营主体相应电量（发电企业上网电量应扣除该时段分解的 机制电量）。
（3）绿电环境价值结算：将每笔小时级绿电合同各时 段合同电量、分摊上网电量、分摊用电量“三者取小”作为 该合同该时段绿电环境价值结算量（以兆瓦时为单位取整 数），以绿电环境价值的价格结算相关费用。 （4）尾差结算：小时级绿电合同累计尾差取整后按该 合同全月绿电环境价值算术均值结算费用。 3.常规绿电交易的绿电环境价值按当月合同电量（含省 间合同电量）、发电企业可结上网电量（扣除机制电量和已 结算的小时级绿电环境价值对应电量）、电力用户可结用电 量（扣除已结算的小时级绿电环境价值对应电量）“三者取 小”原则确定（以兆瓦时为单位取整数，尾差滚动到合同期 内的次月核算），以绿电环境价值的价格结算。若同一经营 主体当月持有多笔常规绿电交易合同，按照合同电量占比分 配该主体对应可结上网电量或用电量。 （三）省内绿电环境价值偏差补偿费用按照合同双方 在电力交易平台约定补偿方式进行结算。省间绿电环境价值 偏差补偿费用由北京电力交易中心统一结算，福建电力交易 中心接收到相关结算数据后，纳入省内结算依据。 （四）售电公司、虚拟电厂运营商的绿电环境价值结算 电量为其代理的零售用户或聚合的分布式电源环境价值最 终结算电量的合计值。
第九章信息披露
第八十四条电力市场信息按照年、季、月、周、日等 周期开展披露，信息披露主体按照标准数据格式在信息披露 平台披露信息，披露的信息保留或可供查询的时间不少于2 年，且封存期限为5 年。 第八十五条市场成员对披露的信息内容、时限等有异 议或者疑问，可向电力交易机构提出，相关信息披露主体应 予以解释。 第八十六条发电企业、售电公司、虚拟电厂运营商可 通过电力交易平台提交电力用户历史用电信息查询授权申 请，提出授权查询时段和内容，经电力用户授权同意后方可 查询相关信息。 第八十七条其他信息披露有关要求按照《电力市场信息 披露基本规则》、《福建电力市场信息披露实施细则》执行。
第十章市场技术支持系统
第八十八条电力交易平台应包括市场注册、交易申报、 交易出清、市场结算、市场参数管理、信息发布、交易出清 校核、市场运营监测等功能模块，符合相关技术规范和市场 规则要求。 第八十九条电力交易平台应遵循全国统一的数据接口 标准，电力交易平台间、电力交易平台与电网企业的电力调 度及营销等系统应实现互联互通，在保障信息安全的前提下 为市场相关方提供数据交互服务。
第九十条 电力交易平台应强化基础运行保障能力， 满足电力中长期市场连续运营要求，建立备用系统或并列双 活运行系统。 第九十一条电力交易平台间应实现注册信息互通互认， 确保经营主体“一地注册、全国共享”。电力交易平台应对 电力市场运行情况进行实时监测预警。 第九十二条电力交易平台账号管理： （一）经营主体应妥善保管电力交易平台账号、手机号、 密码、数字安全证书等信息和介质，仅限账号使用人本人使 用，不得转借他人。使用人应积极采取措施防止账号信息失 窃、遗失和过期失效，因怠于管理、使用不当造成的损失及 法律后果由经营主体自行承担。 （二）企业账号的使用方需根据国家相关法律法规、政 策文件及本细则的规定，进行账号的注册、登录、使用等操 作。企业账号的电力交易平台操作行为均代表经营主体的真 实意愿表达，其法律责任由该账号使用方关联的经营主体承 担。 （三）参与批发交易的经营主体，应当办理数字安全证 书或者采取同等安全等级的身份认证手段。参与零售交易的 经营主体，应当使用手机短信验证码或者采取同等安全等级 的身份认证手段。 （四）若发现经营主体有虚假注册、网络攻击、恶意调 用电力交易平台接口等不当使用行为，电力交易平台可采取
账号封禁、停止账号服务等措施，由此造成的损失由经营主 体自行承担。 （五）经营主体不得非法访问、非法获取或篡改电力交 易平台信息，不得使用接口、外挂程序等进行数据查询、交 易申报等高频操作（操作频次超过页面限制频次的，或页面 对应暂无限制要求，调用频次超过30 次/分钟、规律性调用 连续5 分钟超过10 次/分钟），不得利用电力交易平台从事 违反法律法规及电力市场交易规则的行为。发现上述情况后， 电力交易机构有权查验事实，视情节严重情况采取暂停或终 止交易资格、上报福建省发改委及福建能源监管办等相关措 施。
第十一章市场监管和风险防控
第九十三条 电力市场风险类型包括电力供需失衡风险、 市场价格异常风险、不正当竞争风险、技术支持系统运行异 常风险、合同违约风险及其他市场风险。 第九十四条 电力市场运营机构应按照“谁运营、谁防 范、谁运营、谁监控”的原则，履行市场运营、监控和风险 防控等职责，加强对电力市场各类交易活动的监测预警和风 险防范，并按要求向福建能源监管办、福建省发改委报告。 第九十五条 电力交易机构、电力调度机构应当详细记 录市场干预期间的有关情况，并在3 日内向福建能源监管办、
福建省发改委提交报告，按规定程序披露。 第九十六条 市场成员产生发生争议时，可自行协商解 决，协商无法达成一致时可提交福建能源监管办、福建省发 改委依法协调解决，也可依法提交仲裁委员会仲裁或者向人 民法院提起诉讼。市场成员应向福建能源监管办、福建省发 改委提供争议处理所需的数据和材料。
第十二章法律责任
第九十七条 对于电网企业、电力市场运营机构、经营 主体违反本规则规定的，福建能源监管办依照《电力监管条 例》第三十一条、第三十三条、第三十四条以及《电力市场 监管办法》第三十六条、第三十八条、第三十九条有关规定 处理。 第九十八条 任何单位和个人不得不当干预市场运行。 任何单位和个人扰乱电力市场秩序且影响电力市场活动正 常进行，或者危害电力市场及相关技术支持系统安全的，按 照有关规定处理；构成犯罪的，依法追究刑事责任。
第十三章附则
第九十九条 本细则由福建能源监管办会同福建省发改 委组织电力交易机构制定，经福建省电力市场管理委员会审 议通过后，报福建能源监管办、福建省发改委审定后执行。
第一百条本细则自印发之日起施行，《福建省电力中 长期市场交易实施细则（2026 年修订版）》同时废止。本细 则与国家政策文件规定不符的，按国家政策文件规定执行。
附录：名词解释 1.新型经营主体：具备电力、电量调节能力且具有新技 术特征、新运营模式的配电环节各类资源，可分为单一技术 类新型经营主体和资源聚合类新型经营主体。其中，单一技 术类新型经营主体主要包括分布式光伏、分散式风电、储能 等分布式电源和可调节负荷；资源聚合类新型经营主体主要 包括虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网，配电环节具备 相应特征的源网荷储一体化项目可视作智能微电网。 2.电力交易平台：基于电力系统及电力市场理论和电力 市场运行规则，应用计算机、网络通信、信息处理技术，支 撑市场运营机构开展电力市场交易的各项业务，保障经营主 体参与市场权益的技术支持系统。 3.用电单元：指电力用户在电力交易平台注册生效期间， 由电力用户实际使用并建立绑定关系的用电户号。 4.按日连续开市：电力交易机构在每日（工作日或自然 日）组织电力中长期交易的活动。 5.交易序列：由电力交易机构在电力交易平台中，按照 不同交易方式、不同交易执行周期等要素建立的交易组织集 合。 6.双边协商交易：经营主体之间自主协商交易电量、交 易价格等，并通过电力交易平台进行申报确认、出清，经安 全校核后形成最终交易结果。
7.集中竞价交易：针对已明确时段、数量、单位、执行 周期等要素的电力产品，经营主体等在规定截止时间前集中 申报价格，由电力交易平台汇总经营主体等提交的交易申报 信息进行“统一边际出清”或“撮合匹配、边际出清”。 8.滚动撮合交易：针对已明确时段、数量、单位、执行 周期等要素的电力产品，在规定的交易起止时间内，经营主 体等可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台依据申 报顺序进行滚动撮合，按照对手方价格优先、时间优先等原 则成交。 9.挂牌交易：经营主体等通过电力交易平台，将需求电 量或者可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合 资格要求的另一方提出接受该要约的申请。挂牌交易按照摘 牌情况成交，可由电力产品或服务的卖方（或买方）一方挂 牌，另一方摘牌；也可允许买卖两方在自身发用电能力范围 内同步挂牌、摘牌。 10.绿色电力：符合国家有关政策要求的风电（含分散式 风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热 发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电 等已建档立卡的可再生能源发电项目所产生的全部电量。初 期，参与绿色电力交易的可再生能源发电项目为风电、光伏 发电项目，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的其他可 再生能源。 11.绿色电力交易：以绿色电力和对应绿色电力环境价
值为标的物的电力交易品种，交易电力同时提供国家核发的 可再生能源绿色电力证书。 12.交易单元：经营主体参加中长期各交易品种的基本单 位。 13.报价：经营主体向市场运营机构提交电量、电价申报 信息。 14.市场出清：电力市场根据市场规则通过竞争定价确 定交易电力、电量和电价。 15.电子合同：由电力交易平台根据已发布的交易结果自 动生成的，用于约定交易成交各方权利义务以及交易各项条 款的电子协议，电子合同具备与纸质合同相同的法律效力。 16.合同示范文本：根据不同的交易类型和性质而制定的 含有详细标准条款的合同文本。 17.电力市场风险类型 （1）电力供需失衡风险 电力供需失衡风险指电力供应与需求大幅波动、超出正 常预测偏差范围，影响电力系统供需平衡的风险。 （2）市场价格异常风险 市场价格异常风险指某地区、时段市场价格持续偏高或 偏低，波动范围或持续时间明显超过正常变化范围的风险。 （3）不正当竞争风险 不正当竞争风险指经营主体违规行使市场力操纵市场 价格、持留容量、达成垄断协议等，或串通报价、哄抬价格，
并严重影响交易结果的风险。 （4）技术支持系统运行异常风险 技术支持系统运行异常风险指支撑电力市场的各类技 术支持系统出现异常或不可用状态，或因黑客、恶意代码等 攻击、干扰和破坏等行为，造成被攻击系统及其中数据的安 全性、完整性和可用性被破坏，影响市场正常运行的风险。 （5）合同违约风险 合同违约风险指经营主体失信、失去正常履约能力、存 在争议或不可抗力等原因而不能正常履行已签订的电力中 长期合同的风险。 （6）其他市场风险 其他市场风险指经营主体交易申报差错、滥用高频量化 交易、提供虚假注册资料获取交易资格等，影响市场正常秩 序的风险。
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福建电力交易中心有限公司关于发布《福建省电力中长期市场交易实施细则（2026年第二次修订版）》的通知（闽电交市场〔2026〕46号）
关于福建省电力中长期市场交易实施细则 （2026 年修订版）相关条款的修订建议 结合福建电力市场运行实际，建议对《福建省电力中长 期市场交易实施细则（2026 年修订版）》部分条款进行修订。 具体如下： 一、优化经营主体参与中长期市场交易流程 原文：第十五条已注册生效并确认进入商业运营的发 电企业、独立新型储能企业及已注册生效的分布式电源、批 发用户等，可参与当月开展的次月月内交易及后续月份开展 的所有交易；已注册生效的售电公司、虚拟电厂运营商等， 在已签约零售用户或聚合发用电资源的情况下，可参与当月 开展的次月月内交易及后续月份开展的所有交易。 修订为：第十五条已注册生效并确认进入商业运营的 发电企业、独立新型储能企业，可参与当月开展的次月月内 交易及后续月份开展的所有交易；条件具备时可自D+2 日起 参与交易，其D 日至D+1 日上网电量按照调试运行期结算规 则进行电费结算（D 日为电力交易机构收到电力调度机构确 认机组进入商运通知的日期）。 第十六条已注册生效的分布式电源、批发用户、售电 公司、虚拟电厂运营商等，可参与当月开展的次月月内交易 及后续月份开展的所有交易，其中售电公司、虚拟电厂运营 商等在参与批发市场交易前，应先在零售市场与零售用户或 发用电聚合资源签订套餐。
修订理由：根据《福建发电机组进入及退出商业运营管 理实施细则（试行）》（闽监能市场规〔2024〕41 号）有关 规定：发电机组和独立新型储能自完成整套设备启动试运行 时间点起至满足直接参与电力市场交易条件前，按照调试运 行期上网电量结算规则进行电费结算。为更好地服务新投产 发电机组参与市场交易，缩短调试期时长，建议优化新投产 发电机组准入参与中长期市场交易的流程。 二、新增中长期月度、月内交易开市相关条款 原文：第二十八条根据交易标的物执行周期不同，电 力中长期交易包括数年、年度、月度、月内等不同交割周期 的电能量交易。数年、年度、月度交易应定期开市，可探索 连续开市；月内交易原则上按工作日连续开市。 原则上，数年交易以1 年以上的电量作为交易标的物， 年度交易以次年年度内的电量作为交易标的物，月度交易以 次月、年内剩余月份的电量或特定月份的电量作为交易标的 物，月内交易以月内剩余天数的电量或者特定天数的电量作 为交易标的物。交易分时电量、电价应通过约定或竞争形成。 修订为：第二十九条根据交易标的物执行周期不同， 电力中长期交易包括数年、年度、月度、月内等不同交割周 期的电能量交易。数年、年度、月度交易应定期开市，条件 成熟后，月度交易可从次月开始滚动覆盖至当年底各月或次 月后续特定月份；月内交易原则上按工作日或自然日连续开 市。 原则上，数年交易以1 年以上的电量作为交易标的物，
年度交易以次年年度内的电量作为交易标的物，月度交易以 次月、年内剩余月份的电量或特定月份的电量作为交易标的 物，月内交易以月内剩余天数的电量或者特定天数的电量作 为交易标的物。交易分时电量、电价应通过约定或竞争形成。 修订理由：根据《电力中长期市场基本规则》（发改能 源规〔2025〕1656 号）有关规定：数年、年度、月度交易可 探索连续开市，月内交易原则上按日连续开市。为进一步提 高中长期交易合同调整灵活性，并与现货交易无缝衔接，调 整月度交易为多月灵活交易模式，增补月内交易按自然日开 市模式。 原文：第四十六条电力交易机构根据已达成的交易合 同及可用发电能力，形成各发电机组交易申报限额，并根据 市场交易情况及时调整。发电侧交易申报限额设置： （二）其余发电企业根据机组额定容量及检修计划计算 每小时最大可发电量，其中多日交易考虑标的为标的周期覆 盖范围内的检修计划。检修计划以电力调度机构在交易申报 前一个工作日中午12:00 前推送的数据为准。 修订为：第四十六条电力交易机构根据已达成的交易 合同及可用发电能力，形成各发电机组交易申报限额，并根 据市场交易情况及时调整。发电侧交易申报限额设置： （二）其余发电企业根据机组额定容量及检修计划计算 每小时最大可发电量，其中多日交易考虑标的为标的周期覆 盖范围内的检修计划。检修计划以电力调度机构在交易申报 前一个工作日（按工作日连续运行）或自然日（按自然日连
续运行）中午12:00 前推送的数据为准。 修订理由：增补月内交易按自然日连续开市情况下的检 修计划提供时限要求。 原文：第五十三条滚动撮合交易组织： （一）滚动撮合交易开始后，经营主体通过电力交易平 台随时申报电量、价格。交易按照24 个时段分时段组织开 展。每批次交易均分时段申报、出清，分时段交易电量均分 到交易周期内每日，不可调整。日滚动撮合交易按照D-2 日 开展D 日24 个时段电能量交易（如遇节假日交易相应提前， 每日至多开展3 日交易，如超过3 日则向前递推），每批次 参与交易主体在同一时段仅可选定购电或售电一个交易方 向。 修订为：第五十四条滚动撮合交易组织： （一）滚动撮合交易开始后，经营主体通过电力交易平 台随时申报电量、价格。交易按照24 个时段分时段组织开 展。每批次交易均分时段申报、出清，分时段交易电量均分 到交易周期内每日，不可调整。按工作日连续运行时，日滚 动撮合交易按照D-2 日开展D 日24 个时段电能量交易（如 遇节假日交易相应提前，每日至多开展3 日交易，如超过3 日则向前递推）；按自然日连续运行时，日滚动撮合交易按 照D-2 日开展D 日至D 日所在标的月月底每日24 个时段电 能量交易或D-2 日开展D 及后续特定天数的24 个时段电能 量交易。每批次参与交易主体在同一时段仅可选定购电或售 电一个交易方向。
修订理由：增补月内交易按自然日连续开市情况下的交 易标的履约周期要求。 原文：第五十七条中长期合同曲线分解： 在现货市场未执行节点电价前，若发电企业由多台机组 组成交易单元参与中长期交易的，需自行分解每台机组的中 长期合同曲线，D-1 日开展D 日中长期合同曲线分解工作（如 遇节假日相应提前，每日至多开展3 日交易，如超过3 日则 向前递推），未开展曲线分解的默认按照机组容量等比例分 解的原则执行。 修订为：第五十八条中长期合同曲线分解： 在现货市场未执行节点电价前，若发电企业由多台机组 组成交易单元参与中长期交易的，需自行分解每台机组的中 长期合同曲线。按工作日连续运行时，D-1 日开展D 日中长 期合同曲线分解工作（如遇节假日相应提前，每日至多开展 3 日交易，如超过3 日则向前递推）；按自然日连续运行时， D-1 日开展D 日中长期合同曲线分解工作。未开展曲线分解 的默认按照机组容量等比例分解的原则执行。 修订理由：增补月内交易按自然日连续开市情况下的中 长期合同曲线分解日要求。 三、新增小时级绿电交易、优化绿电合同分配相关条款 原文：第四十九条现货市场运行期间，分时段交易各 时段以小时为单位，全天共分为24个时段。多日以上交易形 成的各分时段合同电量一律均分到每日，电量保留3位小数， 尾差电量由最后一日兜底。
修订为：第五十条现货市场运行期间，分时段交易各 时段以小时为单位，全天共分为24 个时段。多日以上交易 形成的各分时段合同电量一律均分到每日，电量保留3 位小 数，尾差电量由最后一日兜底。分配零售用户的每日绿电合 同电量原则上由售电公司同笔绿电合同中最大电量的零售 用户兜底。 原文：第五十九条绿电交易应确保发电企业与电力用 户一一对应，实现绿电环境价值可追踪溯源。鼓励经营主体 参与数年绿电交易，探索数年绿电交易常态化开市机制。 修订为：第六十条绿电交易应确保发电企业与电力用 户一一对应，实现绿电环境价值可追踪溯源。鼓励经营主体 参与小时级绿电交易，实现绿电环境价值按小时级的结算和 溯源。 第六十一条鼓励经营主体参与数年绿电交易，探索数 年绿电交易常态化开市机制。 意向参与数年期绿电交易的电力用户、售电公司，应参 考电力交易机构发布的协议模版，签订数年期绿电双边协商 交易合同。每月15日前（如遇节假日提前）提交相关材料并 通过电力交易机构形式审查的电力用户、售电公司，可申请 参与次月组织的数年期绿电交易。 原文：第六十条现阶段，省内绿电交易以双边协商交 易为主，不单独组织集中竞价和滚动撮合交易，适时扩展至 挂牌交易；交易周期以年度（数年）、月度、月内为主。 修订为：第六十二条省内绿电交易参照电能量交易，
现阶段以双边协商交易为主，不单独组织集中竞价和滚动撮 合交易，适时扩展至挂牌交易；交易周期以年度（数年）、 月度、月内为主；小时级绿电交易优先于常规绿电交易组织 开展。 原文：第六十一条售电公司代理零售用户参与绿电交 易时，应提前与意向购买绿电的用户签订绿电套餐，建立代 理服务关系，并就环境价值偏差补偿方式、绿电合同电量等 事项协商一致后，再参与批发市场绿电交易。具备条件后， 由售电公司在交易申报时将绿电需求电量全部关联至代理 零售用户。 修订为：第六十三条售电公司代理零售用户参与绿电 交易时，应提前与意向购买绿电的用户签订绿电套餐，建立 代理服务关系，并就环境价值偏差补偿方式、绿电合同电量 等事项协商一致后，再参与批发市场绿电交易。具备条件后， 由售电公司在交易申报时先将绿电需求电量全部关联至代 理零售用户后，再由发电企业进行确认。 原文：第六十二条虚拟电厂聚合分布式电源参与绿电 交易时，应提前与分布式电源项目签订聚合类绿电套餐，建 立聚合服务关系。现阶段，虚拟电厂运营商的绿电合同电量 按照分布式电源项目上网电量从大到小顺序分解，形成分布 式电源项目的绿电合同电量；分布式电源项目的绿电合同电 量与售电公司关联至零售用户的绿电合同电量按照从大到 小依次匹配。具备条件后，由虚拟电厂运营商在交易申报时 将绿电申报电量全部关联至各分布式电源项目。
修订为：第六十四条初期，分布式电源仅参与常规绿 电交易，适时将分布式电源引入小时级绿电交易，绿电环境 价值可按24个时段进行约定。虚拟电厂聚合分布式电源参与 绿电交易时，应提前与分布式电源项目签订聚合类绿电套餐， 建立聚合服务关系。虚拟电厂运营商的绿电合同电量按照其 聚合分布式电源项目预计交易电量比例进行分配，形成分布 式电源项目的绿电合同电量；分布式电源项目的绿电合同电 量与售电公司关联至零售用户的绿电合同电量分别由从大 到小的顺序依次匹配，形成绿电溯源关系。分布式电源的绿 电合同电量尾差原则上由最大交易电量的分布式电源项目 兜底。 原文：第七十二条绿电交易合同签订要求： 发电企业与售电公司、批发用户应在绿电交易申报前就 绿证交付时间、环境价值偏差补偿方式等事项提前协商一致。 售电公司参与省内、省间绿电交易的所有合同电量均应 在每月倒数第二个工作日前关联至零售用户。售电公司首次 未按要求完成该工作的，暂停其参与次月组织的绿电交易； 两次未按要求完成的，暂停其参与当年后续的绿电交易；并 按《福建省售电公司信用评价办法（试行）》相关条款执行； 若未与零售用户签订绿电套餐，但向该零售用户关联绿电合 同电量，则默认由该零售用户承担的绿电环境价值为0 元/ 兆瓦时。 修订为：第七十四条绿电交易合同签订要求： 发电企业与售电公司、虚拟电厂运营商、批发用户应在
绿电交易申报前就绿证交付时间、环境价值偏差补偿方式等 事项提前协商一致。 售电公司、虚拟电厂运营商参与省内、省间绿电交易的 所有合同电量均应在每月倒数第2 个工作日前关联至零售用 户。若未与零售用户签订绿电套餐，但向该零售用户关联绿 电合同电量，则默认由该零售用户承担的绿电环境价值为0 元/兆瓦时。 修订理由：为深化绿电市场机制，更好地满足国外政策 对企业绿电消费认证要求，增补小时级绿电交易定义、交易 组织要求、绿电需求电量分配等规定，修订绿电合同电量分 配主体及考核要求。 四、新增小时级绿电结算相关条款 原文：第八十一条绿电交易中电能量与绿电环境价值 分开结算，绿电环境价值费用在用户电费账单中单列。纳入 可持续发展价格结算机制的电量（以下简称“机制电量”）， 不重复获得绿证收益。 （一）绿电交易合同电能量部分（含省间绿电交易合同 电能量部分）按照《福建电力市场现货交易实施细则》开展 结算。 （二）绿电环境价值部分按当月合同电量（含省间合同 电量）、发电企业上网电量（扣除机制电量）、电力用户用 电量三者取小的原则确定（以兆瓦时为单位取整数，尾差滚 动到合同期内的次月核算），以绿电环境价值的价格结算。 其中，同一电力用户/售电公司与多个发电企业签约，总用电
量低于总合同电量的，该电力用户/售电公司对应于各发电企 业的用电量按总用电量占总合同电量比重等比例调减；同一 发电企业与多个电力用户/售电公司签约的，总上网电量低于 总合同电量时，该发电企业对应于各电力用户/售电公司的上 网电量按总上网电量占总合同电量比重等比例调减。 （三）绿电环境价值偏差补偿费用按照合同双方在电 力交易平台约定补偿方式进行结算。 （四）售电公司、虚拟电厂运营商的绿电环境价值结算 电量为其代理的零售用户或聚合的分布式电源环境价值最 终结算电量的合计值。 修订为：第八十三条绿电交易中电能量与绿电环境价 值分开结算，绿电环境价值费用在用户电费账单中单列。纳 入可持续发展价格结算机制的电量（以下简称“机制电量”）， 不重复获得绿证收益。绿电环境价值结算分为小时级绿电环 境价值结算和常规绿电环境价值结算，结算遵循“小时级优 先”和“三者取小”原则，按小时级或月度开展结算。 （一）绿电交易合同电能量部分（含省间绿电交易合同 电能量部分）按照《福建电力市场现货交易实施细则》开展 结算。 （二）绿电环境价值结算： 1.若同一经营主体（发电企业按照结算单元，下同）同 时持有小时级绿电合同和常规绿电合同，小时级绿电环境价 值优先结算，剩余可结电量再用于常规绿电环境价值结算。 2.小时级绿电环境价值按月开展结算计算，根据每日24
个时段对应的合同电量、发电企业上网电量（扣除机制电量）、 电力用户用电量“三者取小”确定该时段的结算量。 （1）机制电量分解：基于电网企业推送的发电企业当 月用于结算的机制电量，按照该发电企业各时段上网电量占 全月总上网电量的占比，计算该发电企业各时段机制电量， 机制电量分解尾差计入当月最大上网电量所在时段。 （2）电量分配：对于同一经营主体同一时段，按照该 时段该经营主体各小时级绿电合同电量占比分配该时段该 经营主体相应电量（发电企业上网电量应扣除该时段分解的 机制电量）。 （3）绿电环境价值结算：将每笔小时级绿电合同各时 段合同电量、分摊上网电量、分摊用电量“三者取小”作为 该合同该时段绿电环境价值结算量（以兆瓦时为单位取整 数），以绿电环境价值的价格结算相关费用。 （4）尾差结算：小时级绿电合同累计尾差取整后按该 合同全月绿电环境价值算术均值结算费用。 3.常规绿电交易的绿电环境价值按当月合同电量（含省 间合同电量）、发电企业可结上网电量（扣除机制电量和已 结算的小时级绿电环境价值对应电量）、电力用户可结用电 量（扣除已结算的小时级绿电环境价值对应电量）“三者取 小”原则确定（以兆瓦时为单位取整数，尾差滚动到合同期 内的次月核算），以绿电环境价值的价格结算。若同一经营 主体当月持有多笔常规绿电交易合同，按照合同电量占比分 配该主体对应可结上网电量或用电量。
（三）省内绿电环境价值偏差补偿费用按照合同双方在 电力交易平台约定补偿方式进行结算。省间绿电环境价值偏 差补偿费用由北京电力交易中心统一结算，福建电力交易中 心接收到相关结算数据后，纳入省内结算依据。 （四）售电公司、虚拟电厂运营商的绿电环境价值结算 电量为其代理的零售用户或聚合的分布式电源环境价值最 终结算电量的合计值。 修订理由：新增小时级绿电交易结算原则，明确常规绿 电与小时级绿电交易结算的衔接原则。
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福建电力交易中心有限公司关于征求《福建省集中式新能源发电企业市场报价管理实施细则（征求意见稿）》意见的通知
福建省集中式新能源发电企业 市场报价管理实施细则（征求意见稿）
第一章总则
第一条根据《国家发展改革委国家能源局关于优化 集中式新能源发电企业市场报价的通知(试行)》（发改能 源〔2025〕1476 号）有关要求，规范组织集中式新能源发 电企业开展集中报价工作，结合福建实际，制定本细则。 第二条本细则所称集中报价，特指多个已完成市场注 册的集中式新能源发电企业(不含分布式、“沙戈荒”大基 地等新能源)，在同一固定场所参与电能量市场交易中的集 中报价行为。新能源发电企业集中报价主要适用于电力现 货市场正式运行和连续结算试运行地区电力中长期电能量 交易中的集中交易和现货电能量交易。 第三条参与集中报价的新能源发电企业，原则上集中 后的总装机规模不应超过福建省电力市场单个最大燃煤发 电厂装机规模（不含特高压输电通道配套电源）。原则上 仅允许福建省内同一集团（同一母公司、同一控股股东、 同一实际控制人等）的新能源发电企业进行集中报价，禁 止跨集团、跨省（区、市）集中报价。禁止具有竞争关系 的经营者达成固定或变更商品关系的垄断协议。
第四条集中报价工作采取申请公示备案管理，新能源 发电企业参与集中报价，不改变其独立市场地位、调度管 理关系、交易结算关系等。 第五条经福建能源监管办、福建省发改委等相关部门 认定，可能对市场公平竞争产生影响或其他不适合开展集 中报价的，不得集中报价。新能源发电企业进行集中报价， 不得影响电力系统安全稳定运行。 第六条福建电力交易中心负责受理集中报价有关申请， 并建立集中报价动态管理清单，在完成审核、公示、披露 等程序后，将相关主体纳入集中报价动态管理清单，并推 送国网福建电力调控中心。未履行申请等程序的新能源发 电企业，不得进行集中报价。
第二章集中报价申请管理流程
第七条集中式新能源发电企业申请集中报价管理流程 按照申请受理、材料审核、信息公示、系统建档、备案管 理等流程开展。 第八条申请受理。新能源发电企业申请参与集中报价， 应共同向福建电力交易中心提交书面申请，申请信息应包 括项目名称、规模、报价场所、公平竞争承诺书、所属集 团证明材料等。参与集中报价的新能源发电企业集中后组 成集中报价群组，集中式新能源发电企业所属发电集团可 委托集中报价群组中任一发电企业为该群组管理员，通过 电力交易平台提出申请，提交共同签署的集中报价申请信
息（附件1）、《新能源发电企业集中报价公平竞争承诺书》 （附件2），经集中报价群组其他发电企业在电力交易平台 确认建立集中报价关联关系后，提交至福建电力交易中心 受理。待条件具备时可采用电子签章进行确认。 第九条材料审核。福建电力交易中心收到申请后5 个 工作日内，完成材料的完整性核验。重点核验总装机规模 不超过核验通过当日福建省电力市场单个最大燃煤发电厂 装机规模（不含特高压输电通道配套电源）、集中报价群 组发电企业是否属于福建省内同一集团（同一母公司、同 一控股股东或同一实际控制人）内的新能源发电企业等。 新能源发电企业总装机规模按照其在电力交易平台登记的 所有发电项目容量之和计算。福建电力交易中心及时披露 在电力交易平台上注册登记的单个最大燃煤发电厂装机规 模，若单个最大燃煤发电厂装机规模变化，应于5 个工作 日内向经营主体披露变化情况。 第十条信息公示。完整性核验通过后，福建电力交易 中心通过电力交易平台进行公示，公示期为5 个工作日。 公示内容主要包括集团名称、集中报价群组所有发电企业 名称及装机容量等。公示期内若有异议，需由发电企业提 供佐证材料后重新公示，公示期满且无异议后予以生效， 并通过电力交易平台向经营主体披露。 第十一条系统建档。在电力交易平台建立集中报价关 联关系，电力交易平台对已生效的集中报价群组发电企业 自动标注集中报价标签，标识其集中报价群组身份。
第十二条备案管理。福建电力交易中心定期将公示无 异议的集中报价以书面形式报福建能源监管办和福建省发 改委备案。
第三章集中报价变更及退出管理流程
第十三条参与集中报价的新能源发电企业装机规模、 报价场所等发生较大变化时，有关主体应在3 个工作日内 通过电力交易平台向福建电力交易中心提出变更申请，或 重新申请集中报价，福建电力交易中心受理通过后，5 个工 作日内向经营主体披露。 第十四条对于新能源发电企业装机规模发生变化的情 况，若发现集中报价群组总装机规模超过规模限制，福建 电力交易中心通知该群组管理员在5 个工作日内重新提交 申请，采用拆分集中报价群组或退出集中报价等方式减少 规模，超过5 个工作日仍未提交的，该集中报价群组暂不 允许集中报价，直至满足要求。 第十五条新能源发电企业申请退出集中报价，应向福 建电力交易中心提出书面申请。 第十六条对于单一主体申请退出集中报价的，由该新 能源发电企业通过电力交易平台提出退出申请，填写退出 原因及相关材料，提交至福建电力交易中心受理。福建电 力交易中心受理通过后，电力交易平台自动取消该发电企 业集中报价标签，剩余新能源发电企业的集中报价关联关 系保持不变。
第十七条对于所有主体申请退出集中报价的，可由该 集中报价群组中任一发电企业通过电力交易平台提出退出 申请，填写退出原因及相关材料，经集中报价群组其他发 电企业在电力交易平台确认后，提交至福建电力交易中心 受理。福建电力交易中心受理通过后，电力交易平台自动 取消对应关联关系及集中报价标签。 第十八条申请集中报价的新能源发电企业，除项目业 主更换、破产清算、场站退役以及经福建能源监管办、福 建省发改委等相关部门认定的原因外，原则上3 个月内只 能申请退出1 次。
第四章规范报价行为
第十九条各经营主体原则上仍以注册主体进行报价。 参与集中报价的新能源发电企业及所在固定场所，应在人 员、资产和财务等方面严格与本集团其他发售电业务相隔 离。 第二十条参与集中报价的新能源发电企业之间，应合 法合规明确各自权责义务，并对集中报价相关行为负责。 因集中报价产生的纠纷或争议，由各方自行协商或通过法 律途径解决。 第二十一条参与集中报价的新能源发电企业退出集中 报价后，仍须对退出前已参与的集中报价行为负责。若因 自身原因变更不及时造成不良后果的，或退出前已参与的
集中报价存在违规行为的，福建能源监管办、福建省发改 委可进行追溯处理。 第二十二条福建电力交易中心会同国网福建电力调控 中心根据主体申请的集中报价指定固定报价场所及IP 地址 等信息，允许集中报价群组发电企业在指定报价场所及IP 地址进行集中报价。对未履行申请程序或申请未获批的发 电企业禁止在同一报价场所及IP 地址进行集中报价。
第五章风险防控与报价监测机制
第二十三条福建电力交易中心会同国网福建电力调控 中心，应健全新能源集中报价监测和风险防控机制，基于 辖区电源结构、机制电量规模、新能源边际机组分布等情 况，合理制定集中报价价格预警区间，拟订管控措施，经 电力市场管理委员会审议后，由福建能源监管办会同福建 省发改委批复后实施。 第二十四条福建电力交易中心会同国网福建电力调控 中心，根据市场运行情况，结合历史数据与管控需求，合 理设定价格预警区间触发条件，并依据价格预警区间触发 情况，执行风险防控措施。福建电力交易中心会同国网福 建电力调控中心将集中报价实施情况随市场运营监测分析 报告定期报送福建能源监管办及福建省发改委。
第六章自律监督与监管实施
第二十五条电力市场管理委员会应充分发挥市场自律 和社会监督作用，及时组织做好集中报价政策宣贯，强化 新能源发电企业集中报价自律管理。 第二十六条参与集中报价的新能源发电企业以集团为 单位，应在每年2 月底前向福建能源监管办、福建省发改 委、福建电力交易中心提交上一年度的报价行为分析报告 （参考附件3），报告内容应包括年度申报价格和电量情况、 出清价格和电量情况、市场收益情况等内容。 第二十七条福建电力交易中心会同国网福建电力调控 中心加强市场监测管理，对发现异常情形时及时向福建能 源监管办和福建省发改委报告，并按要求配合开展调查取 证、系统数据追溯及处置执行等工作。福建能源监管办会 同福建省发改委等单位共同对新能源发电企业集中报价行 为进行监管，新能源发电企业利用集中报价违规扰乱市场 秩序、破坏市场公平竞争的，由福建能源监管办、福建省 发改委依法依规予以处理，并强制取消集中报价关联关系， 整改完成前不得再次申请集中报价。 第二十八条本细则自系统功能条件满足后实施，有效 期两年。国家有关政策文件有最新规定的，从其规定。 附件：1.新能源发电企业集中报价申请信息表 2.新能源发电企业集中报价公平竞争承诺书 3.XX 发电集团新能源发电企业报价行为分析 报告（大纲）
附件1 新能源发电企业集中报价申请信息表 申请事项 □新建集中报价群组□变更现有群组信息 □退出集中报价群组 申请人 联系方式 申请日期 一、基本信息 集中报价 群组名称 XX 集团-XX 省集中报价群组 指定固定 报价场所 及IP 地址 变更/退出 原因 变更：1.装机规模变化；2.报价场所变化；3. 其他（） 退出：1.项目业主更换；2.破产清算；3.场站 退役；4.能源监管机构、地方主管部门认定； 5.其他（） 二、申请/变更/退出发电企业清单 序号 发电企业 名称 统一社会 信用代码 装机容量 (MW) 股东持股 情况 默认为该群组
管理员 ... 合计 参与企业数: _____(家) 总装机容量： _____(MW)
附件2 新能源发电企业集中报价公平竞争承诺书 福建电力交易中心： 为规范参与电力市场集中报价行为，维护公平竞争的 市场秩序，本企业群组______（列出所有集中报价群组名 称）在申请开展集中报价时，郑重承诺如下： 一、遵守法律法规。严格遵守《中华人民共和国反垄 断法》、《电力监管条例》等国家法律法规及电力市场规 则，坚决杜绝任何形式的垄断协议行为。 二、确保主体合规。承诺参与集中报价的所有发电企 业均属于同一集团（同一母公司、同一控股股东或同一实 际控制人），且均位于同一省（区、市）。绝不进行跨集 团、跨省（区、市）的集中报价。 三、做好信息维护。承诺对提交的集中报价信息真实 性、准确性负责，并在信息发生变化时，3 个工作日内向电 力交易中心提交变更申请。 四、管控申报装机。承诺各新能源发电企业协商一 致，统筹做好申请或变更的集中报价群组的总装机规模管 控，确保不超过所在省（区、市）电力市场内单个最大燃 煤发电厂（不含特高压输电通道配套电源）的装机规模。 如超过规模提交，需按规范进行处理，并自愿承担暂停集 中报价期间的潜在损失风险。 五、独立规范运营。承诺参与集中报价的发电企业及
指定的固定报价场所，在人员、资产和财务等方面与本集 团内其他发售电业务严格隔离，保持自身独立市场地位。 六、报价行为规范。参与集中报价的发电企业之间， 应合法合规明确各自权责义务，并对集中报价相关行为负 责。因集中报价产生的纠纷或争议，由各方自行协商或通 过法律途径解决。退出集中报价的发电企业，仍须对退出 前已参与的集中报价行为负责，自愿接受福建能源监管办、 福建省发改委的追溯处理。 七、公平参与市场。承诺不利用集中报价操纵市场价 格、达成横向垄断协议，不实施任何排除、限制竞争的行 为，自觉维护电力市场公平竞争秩序。 八、接受监督管理。承诺主动接受福建能源监管办、 福建省发改委的监管及福建电力交易中心的监测，按要求 提交年度报价行为分析报告。 如违反上述承诺，愿意承担相应的法律责任和监管措 施。特此承诺。 承诺方（所有参与集中报价新能源发电企业共同电子 签章）： （企业公章） （企业公章） （企业公章） 日期： 年 月 日
附件3 XX 发电集团新能源发电企业 报价行为分析报告（大纲） （XX 年度） 一、基本情况 集团信息、集中报价群组信息（群组情况、公司名 称、统一社会信用代码）、企业项目信息（参与集中报价 项目名称、装机规模、报价场所） 二、报价数据分析 1.申报情况 本年度中长期集中交易、现货交易申报价格和电量情 况、量价区间分布分析等 2.出清情况 本年度中长期集中交易、现货交易出清价格和电量情 况、量价区间分布分析等 三、市场收益分析 本年度发电企业发电情况、发电企业收入情况、发电 企业基于成本的报价合理性分析、与自主报价的历史收益 对比、投入产出效益分析 四、合规性自评估 1.隔离措施执行 包括但不限于人员隔离落实情况、资产独立运营情况、 财务独立核算情况
2.报价行为规范 包括但不限于报价行为规范性自评估、违反公平竞争 承诺落实情况、信息披露及时性评估 3.处置整改 包括但不限于触及预警区间次数统计及处置（如有）、 监管处理整改情况（如有），以及违规风险应对及管控整 改。 五、附件材料 相关证明材料、数据附表等。 单位： （企业公章） 日期： 年 月 日
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福建电力交易中心有限公司关于发布《福建电力市场零售交易实施细则（2026年修订版）》的通知（闽电交市场〔2026〕47号）
关于福建电力市场零售交易实施细则（试行）相关条 款的修订建议 根据福建能源监管办、福建省发改委《关于审定<福建 电力市场零售交易实施细则（试行）>的函》 （闽监能函〔2025〕 67 号）相关要求，结合福建电力市场运行实际，建议对《福 建电力市场零售交易实施细则（试行）》部分条款进行修订。 相关建议如下： 一、因小时级绿电交易开展需要，对原绿电环境权益套 餐进一步细化分类为常规绿电环境权益套餐和小时级绿电 环境权益套餐 原文：第二十八条绿电环境权益套餐 该套餐适用于购买绿电的零售用户。零售用户通过其签 约的售电公司购买绿电，绿电电能量的购买按用户与售电公 司签约的常规电能量套餐执行，无需另行约定。在此基础上 用户通过与同一售电公司签约该套餐，约定由用户承担的绿 电环境权益价值 绿证 P （即所购绿电对应的绿证价格）， 绿证 P 。 鼓励售电公司向零售用户充分传导省内批发市场绿电 交易环境权益价值， 绿证 P 结算时原则上不超过 ） （ 绿证均价 r% 1 P 。 其中： 绿证均价 P 为履约月全体售电公司省内批发市场绿电交易环 境权益结算均价。 r%为传导系数，由福建省发改委会同福建能源监管办组 织电力交易机构提出，经市场管理委员会审议后明确。
修订为：第二十八条零售用户根据绿电溯源需求，可 选择签订常规绿电环境权益套餐或小时级绿电环境权益套 餐，也可同时签订两类套餐。 1.常规绿电环境权益套餐 该套餐适用于购买非小时级绿电的零售用户。零售用户 通过其签约的售电公司购买绿电，绿电电能量的购买按用户 与售电公司签约的常规电能量套餐执行，无需另行约定。在 此基础上用户通过与同一售电公司签约该套餐，约定由用户 承担的绿电环境权益价值 绿证 P （即所购绿电对应的绿证价格）， 绿证 P 。 鼓励售电公司向零售用户充分传导省内批发市场绿电 交易环境权益价值， 绿证 P 结算时原则上不超过 ） （ 绿证均价 r% 1 P ， 绿证均价 P 为履约月全体售电公司省内批发市场绿电交易环境权 益结算均价。 r%为传导系数，由福建省发改委会同福建能源监管办组 织电力交易机构提出，经市场管理委员会审议后明确。 2.小时级绿电环境权益套餐 该套餐适用于购买小时级绿电的零售用户。零售用户与 售电公司在签约常规电能量套餐的基础上，通过与同一售电 公司签约该套餐，约定由用户承担的24 个时段绿电环境价 值 t 绿证 P ， t 绿证 P 。 鼓励售电公司向零售用户充分传导省内批发市场绿电 交易分时段环境价值， t 绿证 P 结算时原则上不超过
） （ 绿证均价 r% t P ， t 绿证均价 P 为履约月全体售电公司省内批发市场 绿电交易分时段环境价值结算均价。 r%取值同常规绿电环境权益套餐。 修订理由：为深化绿电市场机制，更好地满足国外政策 对企业绿电消费认证要求，增补小时级绿电环境权益套餐定 义及相关参数，修订原绿电环境权益套餐有关表述。 二、新增虚拟电厂绿电聚合类套餐。在“固定价格”套 餐基础上，新增常规绿电聚合类套餐。 原文：第三十条聚合类零售套餐 （一）虚拟电厂运营商发电类聚合单元 1.“固定价格”套餐 虚拟电厂运营商发电类聚合单元与代理的聚合资源约 定的套餐电价P为一口价，并按照我省新能源入市相关政策 对未纳入机制的电量按套餐结算。 修订为：第三十条聚合类零售套餐 （一）虚拟电厂运营商发电类聚合单元 2.常规绿电聚合类套餐 聚合资源（分布式电源）与虚拟电厂运营商发电类聚合 单元在签约“固定价格”套餐的基础上，通过与同一虚拟电 厂运营商签约该套餐，约定由聚合资源分享的绿电环境权益 价值 绿证 P 和预计交易电量Q， 绿证 P 、Q≥0，虚拟电厂运营 商所有常规绿电聚合类套餐的∑Q＞0。 修订理由：新增分布式电源聚合参与绿电交易相关套餐 定义及参数。
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福建电力交易中心有限公司关于修订福建省电力中长期市场交易实施细则（2026年修订版）相关条款的建议（征求意见稿）
关于修订福建省电力中长期市场交易实施 细则（2026 年修订版）相关条款的建议 （征求意见稿） 根据福建能源监管办、福建省发改委《关于修订福建省 电力中长期市场交易实施细则（2026 年修订版）的复函》（闽 监能函〔2026〕22 号）相关要求，结合福建电力市场运行实 际，建议对《福建省电力中长期市场交易实施细则（2026 年 修订版）》部分条款进行修订。相关建议如下： 一、优化新能源参与中长期交易的准入要求 原文：第十三条根据国家及福建省相关政策规定，新 能源参与中长期市场交易时，集中式新能源应直接参与；分 布式电源满足“可观可测可调可控”等要求的，可直接或通 过聚合方式参与中长期市场交易。其中： （一）选择直接参与市场的分布式电源进入批发市场， 还应具备接收并执行调度发电计划、接入AGC 系统等条件， 注册时需提交具备AGC 调试资质的单位出具的场站AGC 调试 报告以及与相应电力调度机构的AGC 联调测试报告。 （二）选择聚合参与市场的分布式电源进入零售市场， 按照《福建电力市场零售交易实施细则（试行）》相关规定 执行。 修订为：第十三条根据国家及福建省相关政策规定， 新能源参与中长期市场交易时，集中式新能源应直接参与；
分布式电源可直接参与或通过聚合方式参与，通过聚合方式 参与的，按照《福建电力市场零售交易实施细则（试行）》 相关规定执行。 修订理由：为鼓励存量及增量分布式光伏积极参与中长 期交易，进一步优化分布式电源参与中长期交易的准入条件。 二、优化电网企业代理购电交易组织 原文：第五十四条电网企业代理购电交易组织： 电网企业通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易） 代理购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出 清。交易默认为购电交易，如需售出已持有合同电量，电网 企业需在交易申报前1 日17 点前登录平台改为售电交易。 电网企业代理购电挂牌交易通过典型曲线方式组织开 展，电网企业的申报电量先后按照代理居民、农业用户和工 商业用户的典型曲线（由电网企业在交易申报10 个工作日 前公布），折算至各时段电量后开展分时段交易出清。各时 段挂牌价格为当月月度集中竞价交易该时段成交价格，若某 时段无价格则由交易申报前最近一次集中竞价交易加权均 价确定。成交电量按照等比例方式出清，摘牌电量不足部分 由当次交易准入机组按剩余限额等比例分摊。组织年度电网 企业代理购电挂牌交易时，若未开展年度集中竞价交易，各 时段挂牌价格为已成交的年度交易品种该时段加权均价。 修订为：电网企业通过参与场内集中交易方式（不含撮 合交易）代理购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参 与市场出清。交易默认为购电交易，如需售出已持有合同电
量，电网企业需在交易申报前1 日17 点前登录平台改为售 电交易。 电网企业的申报电量先后按照代理居民、农业用户和工 商业用户的申报曲线（由电网企业在交易申报前1 日公布， 若未公布则默认按照典型曲线组织开展），折算至各时段电 量后开展分时段交易出清。各时段挂牌价格为当月月度集中 竞价交易该时段成交价格，若某时段无价格则由交易申报前 最近一次集中竞价交易加权均价确定。成交电量按照等比例 方式出清，摘牌电量不足部分由当次交易准入机组按剩余限 额等比例分摊。组织年度电网企业代理购电挂牌交易时，若 未开展年度集中竞价交易，各时段挂牌价格为已成交的年度 交易品种该时段加权均价。 修订理由：根据电网企业代理购电参与现货市场分时段 结算有关要求，考虑代理购电交易申报电量易受优发电源预 测准确性影响，因此调整原代理购电按典型曲线申报方式， 允许其按贴近交易标的日的预测曲线进行申报。 三、日滚动撮合交易合同优化 新增：第五十三条滚动撮合交易组织： （四）对同交易单元同批次成交结果聚合生成合同，交 易电量为本批次合同累计成交电量，交易价格为本批次合同 加权均价（四舍五入保留三位小数）。 修订理由：日滚动撮合交易参与主体众多、交易活跃度 高，成交数据直接生成交易合同大量占用交易平台的存储资 源，影响交易平台运行性能，通过聚合处理可大幅减少交易
合同数据量，提高数据存储查询和交易结算业务开展效率， 有利于保障交易平台长期稳定运行。
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福建电力交易中心有限公司关于印发《福建省电力中长期市场交易实施细则（2026年第三次修订版）》的通知（闽电交市场〔2026〕51号 ）
关于福建省电力中长期市场交易实施细则 （2026 年第二次修订版）相关条款 的修订建议 结合福建电力市场运行实际，建议对《福建省电力中长 期市场交易实施细则（2026 年第二次修订版）》部分条款进 行修订。相关建议如下： 一、优化电网企业代理购电交易组织 原文：第五十五条电网企业代理购电交易组织： 电网企业通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易） 代理购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出 清。交易默认为购电交易，如需售出已持有合同电量，电网 企业需在交易申报前1 日17 点前登录平台改为售电交易。 电网企业代理购电挂牌交易通过典型曲线方式组织开 展，电网企业的申报电量先后按照代理居民、农业用户和工 商业用户的典型曲线（由电网企业在交易申报10 个工作日 前公布），折算至各时段电量后开展分时段交易出清。各时 段挂牌价格为当月月度集中竞价交易该时段成交价格，若某 时段无价格则由交易申报前最近一次集中竞价交易加权均 价确定。成交电量按照等比例方式出清，摘牌电量不足部分 由当次交易准入机组按剩余限额等比例分摊。组织年度电网 企业代理购电挂牌交易时，若未开展年度集中竞价交易，各 时段挂牌价格为已成交的年度交易品种该时段加权均价。
修订为：第五十五条电网企业代理购电交易组织： 电网企业通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易） 代理购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出 清。交易默认为购电交易，如需售出已持有合同电量，电网 企业需在交易申报前1 日17 点前登录平台改为售电交易。 电网企业的申报电量先后按照代理居民、农业用户和工 商业用户的申报曲线（由电网企业在交易申报前1 日公布， 若未公布则默认按照典型曲线组织开展），折算至各时段电 量后开展分时段交易出清。各时段挂牌价格为当月月度集中 竞价交易该时段成交价格，若某时段无价格则由交易申报前 最近一次集中竞价交易加权均价确定。成交电量按照等比例 方式出清，摘牌电量不足部分由当次交易准入机组按剩余限 额等比例分摊。组织年度电网企业代理购电挂牌交易时，若 未开展年度集中竞价交易，各时段挂牌价格为已成交的年度 交易品种该时段加权均价。 修订理由：根据电网企业代理购电参与现货市场分时段 结算有关要求，考虑代理购电交易申报电量易受优发电源预 测准确性影响，因此调整原代理购电按典型曲线申报方式， 允许其按贴近交易标的日的预测曲线进行申报。 二、日滚动撮合交易合同优化 新增：第五十四条滚动撮合交易组织： （四）对同交易单元同批次成交结果聚合生成合同，交 易电量为本批次合同累计成交电量，交易价格为本批次合同 加权均价（四舍五入保留三位小数）。
修订理由：日滚动撮合交易参与主体众多、交易活跃度 高，成交数据直接生成交易合同大量占用交易平台的存储资 源，影响交易平台运行性能，通过聚合处理可大幅减少交易 合同数据量，提高数据存储查询和交易结算业务开展效率， 有利于保障交易平台长期稳定运行。