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征求
福建电力调度控制中 2026年8月6日 390m9$a486
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关于征求《关于修订福建电力市场现货交易实施细则（2026年修订版）相关条款的建议（2026年第三次修订）（征求意见稿）》意见的通知
关于修订福建电力市场现货交易实施细则（2026年修订版）相关条款的建议（2026年第三次修订）
根据《国家能源局福建监管办公室 福建省发展和改革委员会关于福建电力市场现货交易实施细则（2026年修订版）的复函》（闽监能函〔2026〕39号）相关要求，结合国家政策要求和福建现货市场交易开展情况，建议对《福建电力市场现货交易实施细则（2026年修订版）（第二次修订）》部分条款进行修订。相关建议如下：
完善抽水蓄能机组调用原则
理由
抽水蓄能机组调整调用原则与抽蓄机组修改曲线的情况不够完整。
原文
第六十八条 抽水蓄能机组抽发实时计划曲线原则上沿用日前计划曲线。当抽水蓄能机组抽发日前计划曲线与电网实际运行需求偏差较大时，为兼顾电力供应和新能源消纳的需求，电力调度机构可按需调整抽水蓄能机组抽发计划。抽水蓄能机组实时计划调整原则如下：
1.当发生以下情况时，可修改抽水蓄能机组实时计划曲线：
（1）局部电网断面控制需要时。
（2）系统正负备用紧张时。
（3）其他认为需要进行紧急或临时调整时。
2.修改曲线应遵循修改最小化原则，当局部电网断面重过载时，优先修改对断面灵敏度高的抽水蓄能机组实时计划曲线。
修改建议
第六十八条 抽水蓄能机组抽发实时计划曲线原则上沿用日前计划曲线。当抽水蓄能机组抽发日前计划曲线与电网实际运行需求偏差较大时，为兼顾电力供应和新能源消纳的需求，电力调度机构可按需调整抽水蓄能机组抽发计划。抽水蓄能机组实时计划调整原则如下：
1.当发生以下情况时，可修改抽水蓄能机组实时计划曲线：
（1）局部电网断面控制需要时。
（2）系统正负备用紧张时。
（3）库蓄水量不满足抽水发电计划时。
（4）其他认为需要进行紧急或临时调整时。
2.修改曲线应遵循修改最小化原则，当局部电网断面重过载时，优先修改对断面灵敏度高的抽水蓄能机组实时计划曲线。
3.修改曲线应综合考虑平衡调节效能与市场价格影响，按照“时长量少”策略，压缩短时大幅调整的机组出力，平滑出力曲线。
完善实时运行调整措施
理由
实时调整措施较笼统，未考虑不同类型机组的调整方式。
原文
第七十条 实时运行调整
（一）实时运行调整触发条件
当系统发生下列情况之一时，电力调度机构可根据系统运行需要进行调整：
1.电力系统频率、电压、区域控制偏差（ACE）超过规定范围时。
2.电力系统调频容量、备用容量已经或预判无法满足系统安全运行要求时。
3.电网输送断面或输变电设备潮流发生重载、越限或检修任务开展前需对上述元件潮流进行预控时。
4.电力系统发生一、二次设备缺陷或电网故障，可能影响电网安全时。
5.市场技术支持系统及外围自动化通信设备发生缺陷或故障，导致短时间内无法正常出清或结果无法正确下发执行时。
6.根据政府部门规定或相关要求实施天然气用气量管控、能耗管控、水库水位控制等情形时。
7.上级电力调度机构要求实施电网实时运行调整时。
8.电力调度机构为保证电网安全运行认为需要进行调整的其他情形。
（二）实时运行调整措施
实时运行中，当系统发生异常事件满足实时运行调整触发条件时，电力调度机构应按照安全第一的原则处理，无需考虑经济性。处置结束后，受影响的发电机组以当前的出力点为基准，恢复参与实时市场出清计算。电力调度机构可以采取以下措施调整运行方式：
1.临时调整机组组合或者调整机组发电计划，包括调试机组终止调试等。
2.指定发电机组投入或者退出AGC。
3.调整电网接线方式。
4.调整设备停复役计划。
5.调整省间联络线的受电计划。
6.采取负荷管理措施。
7.修改实时备用等市场运行相关参数。
8.电力调度机构认为有效的其他手段。
若发生机组跳闸事故，电力调度机构应立即视电网运行情况调出系统备用、申请应急调度支援等，必要时开展事故拉限电等措施，尽快恢复系统频率，控制联络线输送功率在规定范围内。
实时运行过程中市场主体出现违反系统安全和相关规程规定时，电力调度机构应对经营主体行为及时记录。
（三）市场运营机构应向经营主体披露实时运行调整情况相关信息。
修改建议
第七十条 实时运行调整
（一）实时运行调整触发条件
当系统发生下列情况之一时，电力调度机构可根据系统运行需要进行调整：
1.电力系统频率、电压、区域控制偏差（ACE）超过规定范围时。
2.电力系统调频容量、备用容量已经或预判无法满足系统安全运行要求时。
3.电网输送断面或输变电设备潮流发生重载、越限或检修任务开展前需对上述元件潮流进行预控时。
4.电力系统发生一、二次设备缺陷或电网故障，可能影响电网安全时。
5.市场技术支持系统及外围自动化通信设备发生缺陷或故障，导致短时间内无法正常出清或结果无法正确下发执行时。
6.根据政府部门规定或相关要求实施天然气用气量管控、能耗管控、水库水位控制等情形时。
7.上级电力调度机构要求实施电网实时运行调整时。
8.电力调度机构为保证电网安全运行认为需要进行调整的其他情形。
（二）实时运行调整措施
实时运行中，当系统发生异常事件满足实时运行调整触发条件时，电力调度机构应按照安全第一的原则处理，无需考虑经济性。处置结束后，受影响的发电机组以当前的出力点为基准，恢复参与实时市场出清计算。电力调度机构可以采取以下措施调整运行方式：
1.临时调整机组组合。
2.调整抽蓄机组等“不报量不报价”的B类机组及核电、水电、LNG等C类边界机组的发电计划。
3.调整A类机组的市场出清计划。
4.调试机组终止调试。
5.指定发电机组投入或者退出AGC。
6.调整电网接线方式。
7.调整设备停复役计划。
8.调整省间联络线的受电计划。
9.采取负荷管理措施。
10.修改实时备用等市场运行相关参数。
11.电力调度机构认为有效的其他手段。
若发生机组跳闸事故，电力调度机构应立即视电网运行情况调出系统备用、申请应急调度支援等，必要时开展事故拉限电等措施，尽快恢复系统频率，控制联络线输送功率在规定范围内。
除电网事故等特殊紧急情况外，市场出清计划调整应统一采用修改机组上下限、调整发电计划曲线等方式开展；当计划修改无法及时生效从而危及电网安全时，方可采用“口头指令”方式下达调整要求。
当电网恢复正常并评估后续趋势不复发异常后，需及时恢复临时采用措施，令机组出力及时回归市场出清结果，确保市场执行的严肃性与一致性。
实时运行过程中市场主体出现违反系统安全和相关规程规定时，电力调度机构应对经营主体行为及时记录。
（三）市场运营机构应向经营主体披露实时运行调整情况相关信息。
完善跳闸机组次日并网发电曲线安排原则
理由
完善运行日发生故障停运且次日可恢复并网的机组，在次日的发电曲线安排原则。
修改建议
在日前市场章节增加一条
第四十一条 运行日发生故障停运且次日可恢复并网的机组，经电力调度机构审核同意后，可于次日并网，并按照该机组最近一个有效报价参与安全约束经济调度（SCED）日前市场出清。
推动居农及电网代理购电偏差电量分时段结算
（一）理由
为了优化电网企业代理购电月度偏差结算模式，完善相关条款，推动其参与市场分时段结算。
（二）原文
第二十六条 电网企业代理购电的偏差电量按照现货市场加权平均价结算。
第八十一条 清分时段
（二）批发用户、售电公司和虚拟电厂负荷类聚合单元以每60分钟为一个计量、清分时段。零售用户参照《福建电力市场零售交易实施细则（试行）》执行。
（三）电网企业代理购电暂以月为计量、清分时段，具备条件后以每60分钟为一个计量、清分时段。
第八十三条 结算电量及电价
（三）电力用户各用电单元执行相同的交易电价；辅助服务费、不平衡资金、市场调节类费用、绿色电力环境价值费用、成本补偿与分摊类费用等按各用电单元结算电量比例分配，各用电单元电量均为零时按各用电单元容量比例分配，不执行分时电价政策用户的交易电费按相同原则进行处理。
第八十四条 日清分流程如下：
（三）D+1日内，电网企业、配售电公司将D日经营主体的用于清分的分时电量数据推送至电力交易机构。
（四）D+3日内，电力交易机构开展D日的现货日清分计算，并于D日后第4日（D+4日）内发布实时市场清分结果，经营主体若有异议应在日清分数据发布后1个工作日内提出，逾期视为无异议。
（五）遇特殊情况和节假日，日清分相关工作顺延。
第八十五条 月结算流程如下：
（一）每月第1个工作日内，电网企业、配售电公司将经营主体月度抄表电量提供至电力交易机构，包括经营主体月度结算电量、月度调平电量、签订分时套餐零售用户的月度分时结算电量。
（二）每月第3个工作日前（含第3个工作日，下同），电力调度机构将电力辅助服务相关费用推送至电力交易机构。
（三）电力交易机构应于每月第5个工作日前向市场经营主体、相关电网企业出具上月结算依据（核对版），市场经营主体、相关电网企业应在1个工作日内完成核对、异议反馈（若有）和确认，逾期视为已确认。市场经营主体、相关电网企业提出异议的，电力交易机构应在1个工作日内组织市场经营主体、相关电网企业、相关电力调度机构进行核实，达成一致的，市场经营主体应对修正后的结算依据（核对版）在1个工作日内完成核对和确认；因异议处理无法按时达成一致的，纳入下一结算周期进行结算、追退补或清算，异议处理不得影响无争议部分的电费结算。
（四）电力交易机构于每月第8个工作日前向市场经营主体、相关电网企业发布上月正式结算依据。
（五）电网企业根据厂网双方确认的电费账单、发电企业开具的增值税发票，及时足额支付发电企业电费。电费原则上一次性支付，在发电企业向电网企业开具发票后5个工作日内，由电网企业将当期电费全额支付给发电企业。电网企业经与发电企业协商一致后，也可分两次支付。第一次支付不低于该期电费的50%，付清时间不得超过发电企业向电网企业开具发票后5个工作日，第二次付清时间不得超过发电企业向电网企业开具发票后10个工作日。
（六）月结算遇法定公休日和节假日可顺延，顺延最多不超过2日。月结期间，日清分流程可根据实际情况适当推迟。
第八十七条 电能量电费计算
（四）用户侧主体电能量电费包括合同电费false、实时偏差电费false、月度调平电费false。
2.实时偏差电费false
用户侧主体在该时段实际用电量和合同电量产生的偏差电量按照该时段的现货实时市场加权平均价结算的电费：
false
其中：false为用户侧主体i在j时段的实际用电量，false为第j时段现货实时市场加权平均价。电网企业代理购电（工商业）、电网企业代理购电（居农）暂按月开展实时偏差电费结算，false为月度扣除保障性优先发电匹配后的市场化用电量（含线损），false为当月现货实时市场加权平均价，具备条件后开展分时段结算。
（八）市场调节类费用
燃煤发电主体（含“三余”）和用户侧中长期超（缺）额回收以每60分钟为一个计算时段开展统计，其中电网企业代理购电（工商业）中长期超（缺）额回收的计算时段与其计量、清分时段保持一致。
（三）修改建议
第八十一条 清分时段
（二）批发用户、售电公司、电网企业代理购电和虚拟电厂负荷类聚合单元以每60分钟为一个计量、清分时段。零售用户参照《福建电力市场零售交易实施细则（试行）》执行。
第八十三条 结算电量及电价
（三）电力用户各用电单元执行相同的交易电价；辅助服务费、不平衡资金、市场调节类费用、绿色电力环境价值费用、成本补偿与分摊类费用等按各用电单元结算电量比例分配，各用电单元电量均为零时按各用电单元容量比例分配，不执行分时电价政策用户的交易电费按相同原则进行处理。配售电公司计算其供电区域内电力用户的结算电量时，应剔除由其区域内电源提供的自发自用电量部分。
第八十四条 日清分流程如下：
（三）D+1日内，电网企业、配售电公司将D日批发用户、零售用户的分时电量数据推送至电力交易机构，用于开展批发用户、零售用户清分结算。
（四）D+2日内，电力交易机构将D日配售电公司的批发用户、零售用户分时汇总电量数据推送至电网企业，电网企业从配售电公司关口电量中予以扣减后（如扣减后为负数则按零处理），将D日电网企业代理购电（工商业）、电网企业代理购电（居农）的分时汇总电量数据推送至电力交易机构。
（五）D+3日内，电力交易机构开展D日的现货日清分计算，并于D日后第4日（D+4日）内发布实时市场清分结果，经营主体若有异议应在日清分数据发布后1个工作日内提出，逾期视为无异议。
（六）遇特殊情况和节假日，日清分相关工作顺延。
第八十五条 月结算流程如下：
每月第1个工作日内，电网企业、配售电公司将经营主体上月月度抄表电量提供至电力交易机构，包括经营主体月度结算电量、月度调平电量、调试期电量、投产入市前电量、签订分时套餐零售用户的月度分时结算电量等。
每月第2个工作日内，电网企业将上月电网企业代理购电（工商业）、电网企业代理购电（居农）预估月度市场化结算电量及预估月度调平电量提供至电力交易机构。
每月第3个工作日前（含第3个工作日，下同），电力调度机构将电力辅助服务相关费用推送至电力交易机构。
电力交易机构应于每月第5个工作日前向市场经营主体、相关电网企业出具上月结算依据（核对版），市场经营主体、相关电网企业应在1个工作日内完成核对、异议反馈（若有）和确认，逾期视为已确认。市场经营主体、相关电网企业提出异议的，电力交易机构应在1个工作日内组织市场经营主体、相关电网企业、相关电力调度机构进行核实，达成一致的，市场经营主体应对修正后的结算依据（核对版）在1个工作日内完成核对和确认；因异议处理无法按时达成一致的，纳入下一结算周期进行结算、追退补或清算，异议处理不得影响无争议部分的电费结算。
电力交易机构于每月第8个工作日前向市场经营主体、相关电网企业发布上月正式结算依据。
电网企业根据厂网双方确认的电费账单、发电企业开具的增值税发票，及时足额支付发电企业电费。电费原则上一次性支付，在发电企业向电网企业开具发票后5个工作日内，由电网企业将当期电费全额支付给发电企业。电网企业经与发电企业协商一致后，也可分两次支付。第一次支付不低于该期电费的50%，付清时间不得超过发电企业向电网企业开具发票后5个工作日，第二次付清时间不得超过发电企业向电网企业开具发票后10个工作日。
月结算遇法定公休日和节假日可顺延，顺延最多不超过2日。月结期间，日清分流程可根据实际情况适当推迟。
每月25日前，电网企业将上月电网企业代理购电（工商业）、电网企业代理购电（居农）实际月度市场化结算电量和实际调平电量提供至电力交易机构。
在市场结算章节增加一条
第八十七条 电网企业代理购电的月度市场化结算及联动相关的市场费用采用“当月预估，次月退补”的方式开展。
第八十八条 电能量电费计算
（四）用户侧主体电能量电费包括合同电费false、实时偏差电费false、月度调平电费false。
2.实时偏差电费false
用户侧主体在该时段实际用电量和合同电量产生的偏差电量按照该时段的现货实时市场加权平均价结算的电费：
false
其中：false为用户侧主体i在j时段的实际用电量，电网企业代理购电（工商业）、电网企业代理购电（居农）的false为j时段扣除保障性优先发电匹配后的市场化用电量（含线损），false为第j时段现货实时市场加权平均价。
（八）市场调节类费用
燃煤发电主体（含“三余”）和用户侧中长期超（缺）额回收以每60分钟为一个计算时段开展统计。
优化核电偏差电量结算机制
（一）理由
完善核电正偏差电量结算价格机制，推动核电足额签订中长期合约，缩减市场不平衡资金规模。
（二）原文
第八十七条 电能量电费计算
（一）发电侧主体电能量电费包括调试电费false、投产入市前电费false、合同电费false、实时偏差电费false、月度调平电费false。
4.实时偏差电费false
A、B类发电侧主体i在j时段的实时偏差价格为该时段现货实时市场系统边际电价的算术平均值。C类直接参与市场交易的发电主体i在j时段的实时正偏差价格为政府核定上网电价和当月月度集中竞价j时段的成交价格取低值，如j时段无价格则由最近一次集中竞价交易加权均价确定；实时负偏差价格为该结算单元在j时段对应的合同均价。C类未直接参与市场交易的优发保障性电源的发电主体i的实时偏差价格按照政府核定上网电价（不含补贴）结算。
（三）修改建议
第八十八条 电能量电费计算
（一）发电侧主体电能量电费包括调试电费false、投产入市前电费false、合同电费false、实时偏差电费false、月度调平电费false。
4.实时偏差电费false
A、B类发电侧主体i在j时段的实时偏差价格为该时段现货实时市场系统边际电价的算术平均值。C类直接参与市场交易的发电主体i在j时段的实时正偏差价格为政府核定上网电价和当月j时段的省内发电侧中长期交易合同加权平均价取低值；实时负偏差价格为该结算单元在j时段对应的合同均价。C类未直接参与市场交易的优发保障性电源的发电主体i的实时偏差价格按照政府核定上网电价（不含补贴）结算。
细化市场不平衡费用说明
（一）理由
细化省内发用不平衡费用计算说明。
（二）原文
第八十七条 电能量电费计算
（九）市场不平衡费用
1.省内市场发用不平衡费用
省内市场发用不平衡费用为发用两侧实时偏差电量、月度调平电量及退补电量按不同价格结算的不平衡电费：
false
false为发用两侧省内各时段偏差电量按不同价格结算的偏差电费，在现货运行日与非现货运行日按对应结算规则分开测算并按月累计；
false为省内市场发用两侧月度调平电量结算电费的偏差电费；
false指省内市场发用两侧月度退补电量结算电费的偏差费用。
（三）修改建议
第八十八条 电能量电费计算
（九）市场不平衡费用
1.省内市场发用不平衡费用
省内市场发用不平衡费用为省内发用两侧合同电费偏差、发用两侧实时偏差电量、月度调平电量及退补电量按不同价格结算的不平衡电费：
false
false为省内市场发用两侧由于合同分解、量价费四舍五入等原因的偏差电费；
false为发用两侧省内各时段偏差电量按不同价格结算的偏差电费，在现货运行日与非现货运行日按对应结算规则分开测算并按月累计；
false为省内市场发用两侧月度调平电量结算电费的偏差电费；
false指省内市场发用两侧月度退补电量结算电费的偏差费用。