2022年以来，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》和《中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》相继发布，电力市场化改革进入深水区。国网福建省电力有限公司积极发挥市场主导作用，有力支撑新时代新福建建设。2023年，全省用电保持快速增长、能源转型持续加快，实现“四个上台阶”，即全社会用电量首次突破3000亿千瓦时，最高用电负荷首次突破5000万千瓦，发电装机容量首次突破8000万千瓦，外送电量创历史新高，特别是在清洁能源装机容量、发电量“双过半”（占比分别达63%、52.9%）情况下保持电量全额消纳。
立足区位优势，积极融入全国统一电力市场建设大局
福建立足北接长三角、南连粤港澳、西接华中腹地的区位优势，推动建设东南清洁能源大枢纽，在与华东电网常态化开展电力交易的基础上，通过闽粤联网工程实现与南方电网的常态化省间电力互济交易。一是完善电力市场顶层设计。以推动能源转型和优化资源配置为目标，推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，充分发挥电网平台作用，完善电价传导机制，为加快融入全国统一电力市场体系奠定良好基础。二是建立健全市场协调运行机制。健全中长期与现货、辅助服务市场，省内市场与省间市场的衔接机制，形成市场合力，以市场机制引导电力资源在更大范围内的优化配置，提升电力系统灵活性。三是全力支持区域电网保供稳价。坚持团结治网，积极签订年度送受电协议，按需参与月度、月内增量外送交易，迎峰度夏期间参与可中断交易机制，实现中长期交易的灵活履约，促进富余资源跨省跨区优化配置。1～5月，福建跨省外送电量114.3亿千瓦时、同比增长34%，其中，福建送华东101.8亿千瓦时、同比增长40%。
聚焦新型电力系统，构建适应新能源大规模接入的交易体系
福建2023年新能源装机容量、发电量占比为20.1%、8.7%，预计到2030年达30%、20%，逐步成为全省装机、发电量主体。新能源大规模并网，一方面因其出力的随机性和波动性对系统灵活调节能力提出巨大挑战；另一方面新能源保障性消纳的基础条件发生了改变，需要逐步推动以市场化的方式消纳。福建加快构建“中长期市场+现货市场+辅助服务市场”体系，逐步实现全时序、多品种、各类市场协同运作，有力保障新能源电量全额消纳。一是中长期交易灵活性不断提升。构建“年度-月度-月内-多日”多时间尺度的中长期交易品种体系，探索开展分时段连续交易，建立标准化能量块交易模式，并于现货结算试运行期间实现按工作日连续开市，推动中长期交易从“电量型”向“电力型”交易模式转变。二是现货市场实现发电侧向用户侧的价格传导。现货市场自2020年8月起连续结算试运行，稳妥有序推进用户侧主体进入现货市场，建立价格传导机制。三是辅助服务市场有效激活市场主体动力。针对新能源出力特性优化调峰、调频交易品种，2022年9月引入可调节负荷参与调峰辅助服务交易，近3年连续开展年度削峰型需求响应交易，迈出了需求响应市场化转型的第一步。
遵循市场客观规律，推动完善适应新型电力系统的电价体系
随着新型电力系统建设不断深入，电力商品价值逐步向电能量价值、灵活性价值、可靠性价值、绿色环境价值“四维价值”转变，同时也产生辅助服务费分摊机制有待完善、煤电机组利用小时数逐年下降等一系列问题。福建致力于构建科学合理的成本疏导机制，为新型电力系统可持续发展提供重要保障。一是科学合理优化辅助服务费用分摊。遵循“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，修订调频、调峰辅助服务细则。促请政府优化分时电价政策，将尖峰电价收益作为需求响应补贴资金来源，有效调动市场主体响应积极性。二是落实煤电容量电价发挥好煤电兜底作用。扎实推进煤电容量电价机制落地，配合政府部门明确应纳入煤电容量电价机制的机组容量2937.2万千瓦，规范煤电机组最大出力申报、认定及考核工作，通过广泛宣传、分类指导，实现煤电容量电价机制在批零市场平稳落地，向全省工商业用户有效传导。三是推动扩大绿电绿证交易规模。福建绿电市场在全国率先引入补贴到期的陆上风电项目，后续又成功纳入平价海上风电和集中式光伏发电项目，为中远期大规模海上风电市场化消纳打牢基础。2023年，福建绿电、绿证交易规模7.7亿千瓦时、22.7万张，同比增长1.4倍、12.4倍，服务省内139户企业绿色用能需求。积极引导绿电交易价格充分体现绿色环境权益价值，自2022年开市以来绿电交易均价达0.464元每千瓦时，较燃煤基准价上涨7.08分。
国网福建电力将深入贯彻能源安全新战略，坚持系统思维，注重惟实励新，务实推进电力市场建设和体制机制创新，全力打造新型电力系统省级示范区，在深入推动能源革命、加快建设能源强国的新征程上担当使命、再立新功。
