文件 闽监能市场规〔2025〕19号
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印发《福建电力市场运行基本规则（2025年修订版）》的通知
国网福建省电力有限公司，福建电力交易中心有限公司，各相关发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体： 为深入贯彻落实《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）、《国家发展改革委国家能源局关于印发<电力现货市场基本规则（试行）>的通知》（发改能源规〔2023〕1217号）、《电力市场运行基本规则》（中华人民共和国国家发展和改革委员会令2024年第20号）等有关政策文件精神，规范电力市场秩序，维护市场主体合法权益，确保福建电力安全可靠稳定供应，促进电力市场健康发展，我们组织电力市场成员修订《福建电力市场运营基本规则（试行）》，经广泛征求意见、电力市场管理委员会审议通过，形成了《福建电力市场运行基本规则（2025年修订版）》，现印发给你们，请遵照执行。 国家能源局福建监管办公室 (此件主动公开)
福建电力市场运行基本规则(2025年修订版)
2025年2月
目 录
第一章 总则...
第二章 市场框架……
第一节 电力市场模式…… ………1
第二节 价格机制……
第三章 市场成员.……
第四章 中长期电能量市场... ……5
第五章现货电能量市场…… ……7
第一节 日前电能量市场….….
第二节 实时电能量市场..…. …… 8
第六章电力辅助服务市场………… ………10
第七章 容量成本回收机制..... ……10
第八章电力零售市场…… ……11
第九章 市场计量... ………11
第十章 市场结算….…. ………13
第十一章 系统安全…… ……14
第十二章 风险防控与监管..... ………15
第十三章 争议处理………… ………166
第十四章 信息披露. ………16
第十五章信用管理….…. …… 17
第十六章法律责任……… ……17
第十七章 附则... ……18
附录：名词解释……… ...19
第一章 总则
第一条为规范电力市场秩序，维护市场成员合法权益，确保福建电力安全可靠稳定供应，促进福建电力市场健康发展，根据《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）、《国家发展改革委国家能源局关于印发<电力现货市场基本规则（试行）>的通知》（发改能源规〔2023〕1217号）、《电力市场运行基本规则》（中华人民共和国国家发展和改革委员会令2024年第20号）和有关法律法规规定，结合福建实际，制定本规则。
第二条本规则适用于福建电力市场的运营和管理。
第三条本规则坚持安全稳定、市场主导，绿色低碳、生态优先，统筹兼顾、公平开放，先易后难、积极稳妥，支撑转型、守正创新的原则。
第四条国家能源局福建监管办公室（以下简称福建能源监管办）和福建省发展和改革委员会（以下简称福建省发改委）等单位和部门根据职能依法履行福建电力市场监督管理职责。
第二章 市场框架
第一节 电力市场模式
第五条电力市场分为电力批发市场和电力零售市场。
（一）电力批发市场是指发电企业、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； (二）电力零售市场是指售电公司、新型经营主体等与零售用户之间开展的交易活动的总称。
第六条电力批发市场现阶段采用“电能量市场+辅助服务市场”的市场架构，同时鼓励探索适应新型电力系统特点的容量、电力金融衍生品等市场机制创新。电能量市场包括中长期电能量市场和现货电能量市场。
第七条电力零售市场由售电公司、新型经营主体等通过电力批发交易购入电能量等产品，出售给签约的零售用户，与零售用户通过市场交易形成零售合同。
第八条中长期电能量市场是指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。根据市场需要，可逐步缩短交易周期、提高交易频次。
第九条现货电能量市场是指经营主体通过市场化方式，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。现货电能量市场包括日前电能量市场和实时电能量市场。
第十条辅助服务市场是指经营主体通过市场化方式提供调频、备用和调峰等有偿电力辅助服务的市场。
第十一条容量成本回收机制包括容量补偿机制、容量市场等。容量补偿机制按照统一的容量补偿标准和各发电机组可补偿容量进行核算，实现对发电容量成本的合理补偿。容量市场以市场竞争方式形成容量价格，实现发电容量成本回收，以保障电力系统发电容量充裕度和运行安全。
第十二条在保障省内电力安全供应和电力市场正常运行的前提下，鼓励各方积极参与跨省跨区交易，实现电力资源在更大范围优化配置。跨省跨区交易结果作为省内电力市场交易的边界条件。
第二节 价格机制
第十三条中长期电能量市场通过双边协商、集中竞价、挂牌和滚动撮合交易等方式形成价格。
第十四条现货电能量市场采用集中竞价、边际出清方式形成交易价格。交易价格应能体现系统阻塞成本，根据市场和电网的发展可采用系统边际电价、分区边际电价和节点边际电价等定价机制。
第十五条辅助服务市场通过市场化方式形成价格。
第十六条容量成本回收机制通过容量补偿、容量市场等方式形成容量价格。
第十七条发电企业市场交易电量按照交易价格执行，交易价格含税，其中燃煤发电企业交易价格包含环保电价。
第十八条工商业用户用电价格由上网电价、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。其中，电力批发用户的交易价格由市场竞争方式形成，电力零售用户的交易价格按与售电公司签约的零售合同执行。系统运行费用包含辅助服务费用、抽水蓄能容量电费、煤电容量电费等。输配电价、政府性基金及附加按照政府有关规定执行。电网企业代理购电用户用电价格按照政府有关规定执行。
第十九条为避免市场操纵及恶性竞争，福建省电力市场管理委员会可根据市场运营情况，提出市场申报价格、市场出清价格的上限和下限，经福建能源监管办和福建省发改委审定后予以实施。
第二十条交易分时电价由市场交易形成，政策性峰谷电价按政府有关规定执行。
第三章 市场成员
第二十一条电力市场成员包括经营主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电网企业等。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）。电力市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。电网企业是指运营和维护输配电资产的输配电服务企业。
第二十二条电力市场实行注册制度。电力交易机构根据国家有关规定建立市场注册制度，具体负责电力市场注册管理工作。经营主体进入或者退出电力市场应当办理相应的注册手续。
第二十三条电力市场运营机构按职责负责电力市场交易、电力调度和交易结果执行，以及配套的市场注册、计量结算、信息披露等，维护电力系统的安全稳定运行。
第二十四条电网企业应当公平开放输电网、配电网，根据交易结果为经营主体提供安全、优质、经济的输配电服务，根据结算依据向经营主体结算相关费用。严格执行国家规定的输配电价，并接受相关电力监管机构的监督检查。
第二十五条经营主体应当按照有关规定履行交易结果，根据交易结果使用输配电网。
第二十六条福建省电力市场管理委员会作为独立于电力交易机构的自治性议事协调机制，对电力市场成员实施自律管理。市场成员必须遵守自律公约相关规定，共同维护良好的市场交易环境。
第四章 中长期电能量市场
第二十七条中长期电能量市场主要开展电力直接交易、合同转让交易。 (一）电力直接交易是指符合基本条件、已注册生效的经营主体，按照自愿参与、自主协商的原则，通过双边协商、集中交易等市场化方式，开展的购售电交易； (二)合同转让交易是指发电侧之间、用电侧之间开展的合同转让交易，主要包括基数发电权转让交易和市场化合同转让交易。
第二十八条根据交易标的物执行周期不同，中长期电能量交易包括多年、年、多月（包括季度）、月、多日（包括旬、周）等不同交易周期的电能量交易。
第二十九条中长期电能量交易包括集中交易和双边协商交易等方式。其中，集中交易包括集中竞价、滚动撮合和挂牌交易等形式。 (一)集中竞价交易是指设置交易报价提交截止时间，电力交易平台汇总经营主体提交的交易申报信息，按照市场规则进行统一的市场出清，发布市场出清结果； (二)滚动撮合交易是指在规定的交易起止时间内，经营主体可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台按照时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交； (三)挂牌交易是指经营主体通过电力交易平台，将需求电量或者可供电量的数量、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；
（四）双边协商交易是指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、出清后形成最终交易结果。
第三十条中长期分时段电能量交易可采用按时段分别组织交易、按曲线组织交易两种模式。按时段分别组织交易，即将全天24小时分为若干个时段，以每个时段的电能量作为交易标的组织开展；按曲线组织交易，即经营主体按照协商约定曲线或选择典型曲线等方式组织开展。
第三十一条电力交易机构按规定在交易申报前，发布各经营主体的交易电量限额。为维护市场稳定，福建省发改委必要时可对交易限额进行调整。
第三十二条电力交易机构按规定发布交易时序，组织开展各类中长期电能量交易。
第三十三条电力市场交易主要通过电力交易平台开展，经营主体应遵守电力交易平台运营管理规定。
第三十四条中长期合同签订原则上采用电子合同方式，与纸质合同具备同等效力。中长期合同包括但不限于交易主体、交易周期、交易电量（电力）、交易价格等内容。
第五章现货电能量市场
第一节 日前电能量市场
第三十五条电力调度机构在运行日前组织日前电能量市场，每15分钟为一个交易出清时段，每个运行日含有96个交易出清时段。
第三十六条电力调度机构在考虑电网运行和物理约束的前提下，满足日前电能量市场负荷需求和备用需求，根据经营主体申报运行日的电能量报价曲线等信息，以社会福利最大化为目标，集中优化计算形成机组开机组合、发电出力曲线以及分时电价。
第三十七条日前电能量市场以社会福利最大化为优化目标，采用安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）方法，出清得到运行日的机组组合、发电曲线以及电能量价格。出清结果必须使电网、设备运行在规定的安全限额内。视市场发展情况，现货电能量与辅助服务出清方式可采用分开独立出清或联合优化出清。在保障系统安全的前提下，鼓励探索适应新型电力系统特点的市场机制和出清方法。
第三十八条日前电能量市场的发电侧出清结果即为运行日的发电调度计划，含机组开机组合、机组出力计划及电能量价格。
第三十九条运行日之前若发生可能影响电网及设备安全、电力正常供应、清洁能源消纳的电网边界条件变化，电力调度机构可根据最新电网边界条件，基于发电机组的日前报价，采用日前电能量市场的出清算法，对运行日的发电调度计划（包含机组开机组合以及机组出力计划）进行调整，并将调整原因和结果向相关市场成员发布。
第二节 实时电能量市场
第四十条电力调度机构在运行日组织实时电能量市场交易，每15分钟为一个交易出清时段，每个运行日含有96个交易出清时段。
第四十一条电力调度机构根据最新的电网运行状态与超短期负荷预测、新能源发电预测等信息，根据经营主体的电能量报价，以社会福利最大化为目标，滚动优化计算形成机组实时发电计划和实时电价。
第四十二条实时电能量市场基于日前电能量市场封存的发电机组申报信息，根据超短期负荷预测、新能源发电预测，日内跨省跨区现货交易结果等边界条件，在日前发电计划的基础上，以社会福利最大化为优化目标，采用安全约束经济调度（SCED）算法进行集中优化计算，出清得到实时电能量市场交易结果。
第四十三条电力调度机构将实时电能量市场每15分钟出清的发电计划下发至市场内发电机组，并按照有关程序在电力交易平台发布。
第四十四条在实时电能量市场出清结束至实际运行期间内，若涉及系统和电网安全等情况，电力调度机构可对机组的发电计划出力进行临时调整，以满足系统电力平衡和电网安全。
第四十五条在实时电能量市场运行前，可根据系统电力电量平衡需求，暂时运行实时平衡机制，以解决电网运行过程中出现的负荷预测偏差、水情、风力、光照等突然发生变化以及系统发生异常、事故情况等造成的系统电力电量平衡问题。根据机组的实时平衡调节报价，按照调节成本最小化为目标，滚动形成机组实时发电计划和实时调节价格。
第六章 电力辅助服务市场
第四十六条经营主体应当按照有关规定提供用以维护电压、频率稳定和电网故障恢复等方面的电力辅助服务。
第四十七条电力调度机构根据经营主体报价、机组调频性能综合指标等信息，形成调频机组调用排序表，并按照系统调频容量需求，调用调频机组并计算调频市场出清价格。
第四十八条调峰辅助服务市场包括深度调峰交易、深度调峰容量交易、启停调峰交易及可调节负荷调峰交易等，以集中竞价等方式开展，并逐步实现与现货市场融合。
第四十九条随着电网和电源结构变化发展，可视需要逐步建立备用、转动惯量、爬坡等各类型电力辅助服务市场。
第五十条承诺按照要求提供电力辅助服务的经营主体，在实际运行中，电力调度机构按照有关规定进行考核。
第五十一条辅助服务市场通过市场化竞争形成补偿价格。辅助服务市场有关成本设计应按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，按照国家有关规定在发电侧、用电侧进行合理分享或分摊。
第七章 容量成本回收机制
第五十二条容量补偿费用按照政府核定的容量补偿标准、 可补偿容量，按月补偿给为电力系统提供支撑调节价值的机组。 补偿范围参照政府规定的办法执行。
第五十三条视市场发展情况与新型电力系统建设需要，逐步推动建立市场化的容量成本回收机制，探索通过容量补偿、容量市场等方式，引导经营主体合理投资，保障电力系统长期容量充裕。
第八章 电力零售市场
第五十四条电力用户在同一交易周期内仅可选择一家售电公司或新型经营主体确定签约关系。售电公司、新型经营主体等代理零售用户的交易周期按政府有关规定执行。
第五十五条售电公司、新型经营主体应与零售用户签订相关合同，明确各方权利和义务。合同签订可以通过选择确认零售套餐的方式。
第五十六条售电公司或新型经营主体与零售用户签订的零售合同应包括购售双方、交易履约周期、零售套餐参数等内容。
第五十七条根据市场发展需要，可设计多种零售套餐供售电公司、新型经营主体与零售用户签约时选择。
第九章 市场计量
第五十八条经营主体应安装符合国家和行业规程规范、经电能计量检测机构检定的计量装置。发电企业计量装置应具备计量每台机组上网电量的条件。
第五十九条电能计量检测机构对电能计量装置实行定期校核。经营主体可以申请校核电能计量装置，经校核，电能计量装置误差达不到规定精度的，由此发生的费用由该电能计量装置的产权方承担；电能计量装置误差达到规定精度的，由此发生的费用由申请方承担。
第六十条参与电能量交易的经营主体，应当明确各自电能计量点。电能计量点原则上应位于经营主体与电网企业的产权分界点，产权分界点不能安装电能计量装置的，双方通过协商确定电能计量点，并考虑相应的变（线）损，将计量电量折算到产权分界点。法定或者约定的计量点计量的电能作为电费结算的依据。经营主体以计量点为分界承担电能损耗和相关责任，国家另有规定的除外。
第六十一条电力用户、发电企业等经营主体应按照市场要求计量用电量、上网电量、自发自用电量等。
第六十二条电网企业应当按照电力市场结算要求定期抄录发电企业（机组）和电力用户电能计量装置数据，并将电量数据提交至电力交易机构。
第六十三条电网企业应当建立并维护电能计量数据库，并按照有关规定向经营主体公布相关的电能计量数据。
第六十四条对电能计量数据存在疑议时，由具有相应资质的电能计量检测机构确认并出具报告，由电网企业组织相关市场 成员协商解决。
第十章 市场结算
第六十五条电网企业和电力调度机构负责向电力交易机构提供相关数据，电力交易机构负责提供电力市场交易结算依据和服务，电网企业受经营主体委托提供相关结算服务。
第六十六条发电企业上网电量电费由电网企业支付；电力用户向电网企业缴纳电费，并由电网企业承担电力用户的欠费风险；售电公司按照电力交易机构出具的结算依据与电网企业进行结算。其中，独立售电公司保持电网（配售电）企业向用户收费并开具电费发票的方式不变；配售电公司向其供电的用户收费并开具电费发票。
第六十七条售电公司市场交易采用履约保障凭证强化合同履约，规避市场违约风险。履约保障凭证按有关规定执行。
第六十八条电力市场交易可采用“日清月结”或“月清月结”的结算方式。电力交易机构按月出具结算依据。
第六十九条电力批发市场采用“优先级结算”或“照付不议、偏差结算”的结算模式。
第七十条电力交易机构出具的结算依据包括并不限于：
（一）实际结算电量、电价和电费；
（二）市场交易合同的电量、电价；
（三）偏差电量、电价和电费；
（四）辅助服务市场和“两个细则”费用；
（五）差错退补费用。
第七十一条经营主体接收电力交易机构出具的结算依据后，可在规定时间内对结算结果提出异议，由电力交易机构负责协调处理。
第七十二条辅助服务市场结算按照辅助服务市场和“两个细则”相关规定执行。已通过市场化方式交易的辅助服务品种，不再重复执行“两个细则”相关规定。电力调度机构将辅助服务交易执行结果提交至电力交易机构，并由电力交易机构负责出具结算依据。
第十一章 系统安全
第七十三条经营主体应当执行有关电网运行管理的规程、规定，服从统一调度，加强设备维护，按照并网协议配备必要的安全设施，提供电力辅助服务，维护电力系统的安全稳定运行。
第七十四条电力调度机构应当严格执行电力调度规则，合理安排系统运行方式，及时预报或者通报影响电力系统安全运行的信息，防止电网事故，保障电网运行安全。负责电力市场交易的安全校核，并公布校核方法、参数。根据电力供需形势、设备运行状况、安全约束条件和系统运行状况，统筹安排电力设备检修计划。电力并网运行管理规定及实施细则由福建能源监管办制定。
第七十五条电力市场技术支持系统建设应当符合规定的性能指标要求，具备能量管理、交易管理、电能计量、结算系统、合同管理、报价处理、市场分析与预测、交易信息、监管系统等功能。
第七十六条电力市场运营机构负责管理和维护电力市场技术支持系统，保障电力市场运营所需的交易安全、数据安全和网络安全。电力市场技术支持系统建设应当符合规定的性能指标要求，按照国家相关规定规划、设计、管理、实施与维护，并根据电力市场发展的需要及时更新。
第十二章风险防控与监管
第七十七条福建省发改委、福建能源监管办依职责开展市场监管，引导市场价格运行在合理区间。电力市场应建立健全电力市场风险防控机制，防范市场风险，保障电力系统安全和市场平稳运行，维护经营主体合法权益和社会公共利益。
第七十八条电力市场运营机构在福建省发改委、福建能源监管办指导下，按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”的原则，履行市场监控和风险防控职责，对市场依规开展监测，接受电力监管机构监管。市场成员应共同遵守并按规定落实电力市场风险防控职责。
第七十九条福建省发改委、福建能源监管办依法确定市场干预启动条件、市场干预内容和市场干预手段，授权电力市场运营机构具体执行。电力市场运营机构应向经营主体披露干预原因及执行情况。市场干预解除后，电力市场运营机构恢复市场正常运行。
第十三章 争议处理
第八十条经营主体之间、经营主体与电力市场运营机构之间、经营主体与电网企业之间因参与福建电力市场发生争议时，市场成员可自行协商解决。协商无法达成一致时，可先通过福建省电力市场管理委员会调解，或以书面形式向福建能源监管办、福建省发改委提请调解处理；调解不成的可通过仲裁、司法等途径解决争议。
第十四章 信息披露
第八十一条信息披露应当遵循“安全、及时、真实、准确、完整、易于使用”的原则。信息披露主体应严格按照要求披露信息，并对其披露信息的真实性、准确性、完整性、及时性负责。
第八十二条信息披露主体包括经营主体、电网企业、电力市场运营机构等。
第八十三条电力交易机构总体负责电力市场信息披露的实施，以电力交易平台为基础设立信息披露平台，制定全国统一的信息披露标准数据格式，在保障信息安全的前提下提供数据接口服务。
第八十四条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。信息披露应以结构化数据为主，非结构化信息采用PDF等文件格式。
第八十五条福建能源监管办按照国家信息披露相关规则实施监督职责。
第十五章 信用管理
第八十六条电力市场运营机构协助福建省发改委、福建能源监管办对经营主体进行信用评价和管理。
第八十七条福建省发改委、福建能源监管办根据职能负责信用评价的监督管理。
第十六章 法律责任
第八十八条电力市场运营机构违反本规则规定，有下列情形之一的，按照《电力监管条例》第三十三条的规定处理：
（一）不按照本规则及配套规则规定组织交易的； (二）未经电力监管机构审定同意，擅自出台交易细则开展相关电力市场活动的；
（三）擅自执行未按法定权限、程序制修订的规则的；
（四）其他违反本规则规定且造成社会不良影响的。
第八十九条任何单位和个人扰乱电力市场运营机构的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。
第十七章 附则
第九十条福建电力市场中长期交易、现货交易、辅助服务交易等配套规则和实施细则，由电力市场运营机构在本规则基础上开展制（修）订工作，履行向社会公开征求意见不少于30日等程序后，经福建省电力市场管理委员会审议通过，报福建能源监管办、福建省发改委审定或批准，由电力市场运营机构印发实施执行。
第九十一条本规则由福建能源监管办会同福建省发改委负责解释。
第九十二条本规则自2025年3月1日起施行，有效期5年。2023年1月17日发布的《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印发<福建电力市场运营基本规则（试行）>的通知》（闽监能市场规〔2023〕2号）同时废止。本规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.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.日前电能量市场：运行日前进行的决定运行日（D日）机组组合状态和发电计划的电能量市场。 7.实时电能量市场：运行日（D日）滚动进行的决定运行日(D日)未来一段时间内机组组合状态和发电计划的电能量市场。 8.辅助服务市场：经营主体通过市场化方式提供调频、备用和调峰等有偿电力辅助服务的市场。 9.需求侧响应：电力用户或负荷聚合商根据激励机制或市场化价格信息做出响应，主动改变常规电力消费模式的市场行为。 10.容量补偿机制：由政府主管部门通过对容量补偿标准和各发电机组可补偿容量进行核算，实现对发电容量成本的合理补偿。 11.容量市场：以市场竞争的方式形成容量价格，实现发电容量成本回收，以保障电力系统发电容量充裕度和运行安全。 12.边际电价：在现货电能量交易中，按照报价从低到高的顺序逐一成交电力，使成交的电力满足负荷需求的最后一个电能供应者的报价称为系统的“边际电价”。实际运用中，一般分为系统边际电价、分区边际电价、节点边际电价。 13.阻塞成本：在电力系统中，由于线路输送容量的限制，使得原来报价低的机组，不得不减少发电或不能被调度发电，而求助其它报价高的机组发电或多发电，由此导致发电成本的增加量即为阻塞成本。 14.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。 15.配售电公司：拥有配网运营权、承担供电服务的售电公司。 16.电力批发用户：直接参与批发市场交易的电力用户。 17.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。 18.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。 19.新型储能：指除抽水蓄能以外的新型储能技术，包括新型锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等。 20.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、可调节负荷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。 21.市场注册：符合基本条件的经营主体到电力交易机构提交相关信息和支撑性资料进行注册的过程。 22.电力直接交易：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，按照自愿参与的原则，通过双边协商、集中交易等市场化方式，开展的购售电交易。 23.合同转让交易：将合同全部或部分电量转让给合同之外的第三方的交易。 24.发电权转让交易：发电企业向其他发电企业转让部分或全部上网合同电量的交易，是合同转让交易的一种。 25.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、出清后形成最终交 易结果。 26.集中竞价交易：设置交易报价提交截止时间，电力交易平台汇总经营主体提交的交易申报信息，按照市场规则进行统一的市场出清，发布市场出清结果。 27.挂牌交易：经营主体通过电力交易平台，将需求电量或者可供电量的数量、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。 28.滚动撮合交易：在规定的交易起止时间内，经营主体可以随时提交购电或者售电信息，电力交易平台按照时间优先、价格优先的原则进行滚动撮合成交。 29.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。 30.交易时段：按照一定规则将交易执行周期从时间维度划分出的区间。 31.安全约束：确保电力系统安全稳定运行的约束，包括但不限于短路电流、潮流及系统平衡等约束。 32.安全约束机组组合（SCUC）：在满足电力系统安全性约束的条件下，以社会福利最大化等为优化目标，制定多时段的机组开停机计划。 33.安全约束经济调度（SCED）：在满足电力系统安全性约束的条件下，以系统总体购电成本最小为优化目标，制定分时段的机组发电出力计划。 34.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。 35.安全校核：电力调度机构对发电计划、市场出清结果电网运行操作等内容，从电力系统运行安全角度分析其安全性和电力电量平衡的过程。电力调度机构按照一定规则，对市场出清结果进行安全性、合理性校验的过程。 36.电能计量检测机构：经政府计量行政部门认可、电能交易双方确认的电能计量检测机构。 37.履约保障凭证：经国务院银行、保险监督管理机构批准设立、颁发金融、保险许可证且具有相应业务资格的商业银行、企业集团财务公司、保险公司，向电网企业或电力交易机构开立的保证该经营主体履行市场化交易及结算义务的书面信用担保凭证。 38.两个细则：并网发电厂辅助服务管理实施细则和并网运行管理实施细则。 39.退补：由于结算规则调整、抄表和计算差错等原因，对历史月份结算电量、电价调整，增加或减少经营主体结算电费。 40.电力市场技术支持系统：支持电力市场运营的计算机、数据网络与通信设备、各种技术标准和应用软件的有机组合，包括现货及辅助服务市场技术支持系统、电力交易平台等。 41.市场干预：当系统出现特定情况时，电力市场运营机构依据市场规则采取一定的措施对电力市场的运行进行的干预。 42.市场中止：当系统出现特定情况时，市场运营机构依据市场规则做出电力市场中止交易的指令，在此指令下电力市场停止运作。 抄送：国家能源局市场监管司，福建省人民政府办公厅，各设区市发改委、工信局，平潭综合实验区经济发展局。 国家能源局福建监管办公室综合处 2025年2月20日印发