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(一)发电企业售电价格=交易价格
(二)对于省级电网共用网络内的用户,其购电价格= 交易价格+输配电价(含线损和交叉补贴)+政府性基金及附 加。
(三)对于省级电网共用网络之外增量配电网内的用 户,其购电价格=交易价格+省级电网共用网络输配电价(含 线损和交叉补贴)+配电价格+政府性基金及附加。
(四)对于售电公司,根据售电公司参与交易的相关价 格规定确定其购电价格。
第二十一条 双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中,为避免市场操纵及恶性竞争,可以对报价或者结 算价格进行限价,为维护市场稳定,结合实际可调整上、下 限幅度。
第二十二条 电力用户基本电价(容量电价)按国家有关规定收取,遇有国家调整标准,则相应同步调整。
第二十三条 参与电力市场交易的峰谷电价电力用户,可以继续执行峰谷电价,市场交易电价作为交易电量的平段 电价,交易电量的峰、谷电价按现有峰平谷比价计算;也可 以按市场购电价格结算,通过辅助服务考核与补偿机制分摊 调峰费用或者直接购买调峰服务。
采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户,不 再执行峰谷电价,按市场购电价格结算。
第二十四条 售电公司在其经营范围内与用户的交易电价和电量由其双方协商形成,不受第三方干预。为保障电费 结算,售电公司应根据需要将相关信息提交电力交易机构, 电力交易机构应为其承担保密义务。
第二十五条 辅助服务市场化之前,发电企业应通过辅助服务考核与补偿机制承担系统辅助服务责任;用户侧辅助 服务市场建立后,电力用户也应公平承担系统辅助服务责 任。
第五章 交易组织
第一节 通则
第二十六条 每年 12 月,福建省经信委提出次年度全省 电力市场交易电量规模指导意见,公布负面清单。实际交易 电量规模可根据电力市场的变化情况适时进行调整。
第二十七条 每年 10 月,福建电力市场管理委员会研究提出次年度全省电力直接交易工作建议;12 月,福建省经信 委牵头会同相关部门拟定次年度电力直接交易总体方案,包括年度月度交易电量规模、发电企业准入机组容量等内容。
交易总体方案经省政府办公厅组织电力直接交易工作 协调小组成员单位讨论确定后实施,相关单位按职责做好具 体工作。
第二十八条 每次交易开展前,电力用户、售电公司应按照交易通知要求,提前在电力交易平台上填报本次交易电 量需求,年度电量需求应包含分月电量初步计划。未按时填 报的,视为不参与本次交易。
对于月度交易,原则上应依次实施分月合同电量调整、 合同转让交易、双边协商交易、集中竞价、挂牌交易。月度 下调分月合同电量或合同出让者,不允许参加月度集中竞 价、挂牌等购电交易。
月度竞争交易中,单一售电公司申报电量不应超过月度 。
第二十九条 电力交易机构根据交易通知要求和申报结果,公布购买方提出的总电量需求和发电侧交易总电量限 额。发电侧交易总电量限额应控制在购买方交易电量总限额 范围之内。
第三十条 交易时,电力用户和售电公司通过交易平台申报的交易电量范围为其在本次交易前所填报的需求电量 的97% ~103%。
第三十一条 为防止出现市场操控力,对每批次参与交易的市场主体交易电量设置限额。为维护市场稳定,必要时 可对交易限额进行调整。
单一售电公司交易电量限额≤交易总电量×15。
单一发电交易单元1交易电量限额=发电侧交易总电量× 该发电交易单元参与交易机组容量/参与交易的发电主体机 组的总容量,且单一发电交易单元交易限额≤发电侧交易总 。
发电交易单元参与交易机组容量为交易方案明确的当 期准入机组容量总和。
第三十二条 每批次交易完成后,按交易方案需要扣减发电企业计划发电容量的,按发电企业成交电量相应扣减发 电容量,计算方式如下:
输配电价模式:扣减容量=交易电量/(1-输配电网损 率)/(1-综合厂用电率)/平衡小时数
价差模式:扣减容量=交易电量/(1-综合厂用电率)/平 衡小时数
第三十三条 发电企业按交易单元申报电量、价格或价差;发电企业全厂申报价格(价差)一致的,可按全厂统一 申报电量与价格(价差),系统根据交易单元装机占比自动 分配各单元电量;电力用户按用电户申报电量、价格或价差; 售电公司根据其代理用户情况,区分不同交易模式及电压等 级申报电量、价格或价差。
发电企业申报最少电量为100万千瓦时,电力用户申报 的最少电量为10万千瓦时,申报电量增减步幅均为10万千瓦 时,申报电价为含税价格(单位为元/千瓦时)。
第三十四条 对于价差模式,交易价差的定义如下:
(一)发电企业:价差=拟售电价格-交易单元基数电量批复上网电价(含环保电价)
(二)电力用户:价差=拟购电价格(电度电价)-用 户用电单元的目录电度电价
(三)售电公司:价差=拟购电价格(电度电价)-拟 代理用户用电单元的目录电度电价
第三十五条 对于输配电价模式,交易各方申报价格及购电折算上网价的计算办法如下:
(一)申报价格 1.发电企业:申报价格=拟售电价格
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