来源：市场资讯
（来源：储能与电力市场）
「储能与电力市场」获悉，8月31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发布福建电力市场现货交易实施细则（2026年第三次修订版）的通知（调计〔2026〕124号）。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）》（调计〔2026〕116号）部分条款进行修订。
推动居农及电网代理购电偏差电量分时段结算
删除按月结算条款，代理购电纳入60分钟清分体系
1、原第二十六条 "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" 被删除。
清分时段条款同步修改：
修订前（第八十一条）："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。"
修订后（第八十一条）：" 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。"
2. 日清分流程新增 "分时汇总电量推送" 环节
原第八十四条日清分流程中，D+3日电力交易机构开D日现货日清分计算，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；遇特殊情况和节假日，日清分相关工作顺延。
修订后在上述环节前新增一款："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。"
3. 月结算流程新增 "预估—实际" 双报送节点，配套 "当月预估、次月退补"
原月结算流程为：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；每月第3个工作日前电力调度机构推送电力辅助服务相关费用；第5个工作日前出具上月结算依据（核对版）；第8个工作日前发布上月正式结算依据。
修订后流程细化并新增两个节点：
每月第 1 个工作日内，报送电量范围扩大，增加 "调试期电量、投产入市前电量" 等；
新增（二）：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；
新增（八）：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。
与此配套，市场结算章节新增第八十七条："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。" 即代理购电结算先按预估电量推进、下月依据实际电量退补，为分时段结算过渡期提供机制保障。
4. 实时偏差电费口径明确
修订后的第八十八条电能量电费计算明确：用户侧主体电能量电费包括合同电费、实时偏差电费、月度调平电费。其中实时偏差电费为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；电网企业代理购电（工商业）、电网企业代理购电（居农）的用电量为 "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）"，价格为"第 j 时段现货实时市场加权平均价"。
5. 市场调节类费用计算时段统一
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；删除了原 "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" 的衔接表述，计算口径随代理购电转入60分钟清分后趋于统一。
6. 附录七扩展：拟合规则覆盖 "优先发电电源"，新增代理购电用户核验规则
电能示值曲线拟合规则适用范围由 "发电企业及高压电力用户" 扩展为 "发电企业、优先发电电源及高压电力用户"—— 即"未参与市场交易的优先发电电源 " 也纳入拟合补全范围；截至D+1日6:00计量数据采集系统仍无法采集到其电表数据，或其电表数据存在异常无法使用的，可由计量数据采集系统进行拟合补全，并用于电力市场交易结算。
同时在附录七增加一条：代理购电居农、代理购电工商业用户电能示值曲线核验与异常修正规则
"以计量点为单位进行分时电量计算，应用日电量进行交叉核验修正"；
"对于日电量与分时电量合计差值超过 5kWh 的计量点，进行异常修正"；
针对计量点无分时采集示数的场景："非一级计量点的依据上级计量点分时电量曲线拆分日电量生成分时数据；一级计量点的直接采用日电量平均拆分 24 小时分时电量"；
针对日电量与分时电量合计值偏差超5%的场景："以现有分时电量曲线为依据，对日电量重新拆分修正分时电量数据。"
细化市场不平衡费用说明
省内市场发用不平衡费用的构成口径进一步明确，新增"合同偏差"项。
修订前（第八十七条）：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"，由省内发用实时偏差、月度调平偏差、退补电费偏差三部分组成。
修订后（第八十八条）：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"，计算公式变为：
省内市场发用不平衡 = 省内发用合同偏差 + 省内发用实时偏差 + 月度调平偏差 + 退补电费偏差
其中新增的 "省内发用合同偏差"，定义为 "省内市场发用两侧由于合同量价费计算过程中四舍五入等原因产生的偏差费用"；省内发用实时偏差为" 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 "。
完善抽水蓄能机组调用原则
第六十八条可修改抽水蓄能机组实时计划曲线情形及调整原则各增加一款，新增情形为 "库蓄水量不满足抽水发电计划时"。同时明确修改曲线原则："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。" 即抽蓄调用在保障水库发电条件的前提下，兼顾平衡调节与市场价格影响，减少短时大幅出力波动。
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完善实时运行调整措施
原措施为：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）、指定发电机组投入或者退出 AGC、调整电网接线方式、调整设备停复役计划、调整省间联络线的受电计划、采取负荷管理措施、修改实时备用等市场运行相关参数、电力调度机构认为有效的其他手段。
修订后明确按 A/B/C 类机组分类调度：
临时调整机组组合；
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；
调整 A 类机组的市场出清计划；
调试机组终止调试；
指定发电机组投入或者退出 AGC；
调整电网接线方式；
调整设备停复役计划；
调整省间联络线的受电计划；
采取负荷管理措施；
修改实时备用等市场运行相关参数；
电力调度机构认为有效的其他手段。
新增调整方式刚性约束与恢复机制
明确 "安全第一" 处置原则："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。"
新增约束："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。"
新增恢复机制："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。"
机组跳闸处置维持原要求：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；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。
在日前市场章节增加一条："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。" 这为故障停运机组次日快速恢复并网及参与日前出清提供了明确的程序依据。
原文如下：
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