3月3日，福建电力交易中心转发国网福建电力调度控制中心关于印发福建电力市场日前现货交易实施细则（模拟不结算试运行版）的通知，发电侧主体按参与现货电能量市场的竞价方式，分为通过竞价上网方式参与的A类发电侧主体和以价格接受者方式参与的 B 类发电侧主体。集中式新能源默认以“报量不报价”方式参与；分散式风电及分布式光伏项目（以下简称分布式新能源）选择B类时，默认以“不报量不报价”方式参与，在具备一定条件后，可选择其他方式参与。具体如下：

（一）A 类发电侧主体包括以下主体：省调直调的燃煤发电机组及选择以“报量报价”方式参与的新能源场站和虚拟电厂发电类聚合单元。其中，集中式新能源场站需一个场站只能对应一个报价项目，同时具备接收并执行调度机构的有功功率控制指令和发电计划曲线、实际发电曲线上送等常规电源机组涉网性能要求，并可根据市场出清结果，通过 AGC 功能控制发电出力。分布式新能源及虚拟电厂发电类聚合单元需具备接收并执行调度机构的有功功率控制指令和发电计划曲线、实际发电曲线上送等常规电源机组涉网性能要求，并可根据市场出清结果，通过AGC 功能控制发电出力。

（二）B 类发电侧主体包括以下主体：

以“报量不报价”的方式参与，充放电功率不小于 1 万千瓦且持续时间不小于 1 小时的独立新型储能电站；若其同时参与调频辅助服务市场，默认自调度曲线为 0MW。

以“不报量不报价”的方式参与的抽水蓄能电站。

以“不报量不报价”的方式参与的非省调直调的燃煤发电主体（含“三余”）。

选择以“报量不报价”方式参与的集中式新能源场站。

选择以“不报量不报价”方式参与或以“报量不报价”方式直接参与的分布式新能源。其中，以“报量不报价”方式参与的分布式新能源，需具备接收并执行调度机构的有功功率控制指令和发电计划曲线、实际发电曲线上送、“可观、可测、可调、可控”等能力。

选择以“报量不报价”方式参与的虚拟电厂发电类聚合单元、需求侧可调节资源。其中虚拟电厂发电类聚合单元需具备接收并执行调度机构的有功功率控制指令和发电计划曲线、实际发电曲线上送等能力，其聚合分布式新能源项目需具备“可观、可测、可调、可控”能力。

除 A、B 类发电侧主体外的其他发电主体，包括核电、水电、LNG、生物质发电，以及处于调试阶段的新建机组等作为市场边界机组（以下简称 C 类发电侧主体）。C 类发电侧主体中长期合同外的偏差电量按照政府核定上网电价（不含补贴）、中长期交易合同均价或者相关文件规定结算。

用户侧主体以“报量不报价”方式参与现货电能量市场交易。

允许集中式新能源项目自愿参与日前市场。“不报量不报价”方式参与的分布式新能源及非省调直调的燃煤发电主体（含“三余”）暂不参与日前市场。

详情如下：

转发国网福建电力调度控制中心关于印发福建电力市场日前现货交易实施细则（模拟不结算试运行版）的通知

各经营主体：

为进一步深化我省电力现货市场建设，推动用电侧主体报量参与现货市场竞争，探索节点电价出清机制，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日前现货交易实施细则（模拟不结算试运行版）的复函》（闽监能函〔2026〕21号）相关要求，现印发《福建电力市场日前现货交易实施细则（模拟不结算试运行版）》。各单位在执行过程中如有问题和意见建议，请及时反馈。

国网福建电力调度控制中心

2026年3月2日

福建电力市场日前现货交易实施细则（模拟不结算试运行版）.pdf