福建给虚拟电厂画出了“全流程责任链”

8月5日，福建省发展和改革委员会、国家能源局福建监管办公室正式公开《福建省虚拟电厂建设运行管理办法（试行）》。这份文件最重要的价值，把虚拟电厂从“能不能做”推进到了“谁来管、怎么接、怎么测、怎么交易、怎么结算、怎么担责”。

如果只看条文数量，这只是29条管理办法；如果从产业视角看，它其实是在给福建虚拟电厂搭一条完整的责任链和经营链。

相比5月征求意见稿，正式版最大的变化不是文字修饰，而是把准入门槛、协议边界、能力测试、运行监测和安全责任写得更能落地。这对平台公司、园区运营商、售电公司、储能与充电运营商、技术厂商的影响都很直接。

一、到底在管什么？一句话：福建在管“责任闭环”

谁审核、谁接入、谁测试、谁注册、谁结算、谁监测、谁调度，这是一整条责任链。

图1  福建虚拟电厂到底在管什么：责任链比平台本身更重要

（一）哪些部门在管

1. 主管层：省发改委和福建能源监管办是定规则的，前者负责牵头建立发展工作机制、组织修订和解释，后者与其按分工制定市场交易配套文件。

2. 运营入口层：福建省电力负荷管理中心是当前最关键的落地入口。接入申请、资质审核、负荷类能力测试、线上建档、运行监测、异常预警，基本都要先过这一关。

3. 电网与调度层：国网福建电力调控中心负责发电类虚拟电厂能力测试；各级调度机构在紧急情况下还可对聚合资源直接调控。这说明福建把虚拟电厂同时视为市场主体和安全保供工具。

4. 交易组织层：福建电力交易中心负责市场注册、中长期交易组织和合同管理；电网企业负责现货、辅助服务组织与计量结算。

5. 后续谁会更重要？当前阶段，福建更强调行政主管、监管部门、负荷管理中心和电网调度共同把关，核心原因是先把安全边界和执行责任跑通；随着现货、辅助服务和分布式资源聚合交易逐渐成熟，交易中心和调度机构的市场化分工会越来越重要。

（二）有什么门槛

至少有七道门：

• 第一，运营商必须是企业法人，具备独立核算能力。意思是：不能用松散联盟、项目部或技术团队名义入场。

• 第二，参与电能量市场交易的虚拟电厂运营商，原则上应具备售电公司资质。意思是：如果你要做真正的电能量交易，就不能只做“聚合平台”，还得具备售电市场身份。

• 第三，初期要求“售电规模与资产总额相匹配”，并足额提交履约保函或保险。它的本质不是限制规模，而是防止轻资产主体过度承诺、信用不足却报太大盘子。说白了，福建在卡“履约能力”和“风险兜底能力”。

• 第四，必须有技术支持系统，且系统要具备监测、预测、指令分解执行能力。说明福建看重的不是“能看到”，而是“能算、能拆、能控、能执行”。

• 第五，满足网络安全要求。虚拟电厂未来要接交易、接调度、接设备，接口越多，安全要求越高。

• 第六，同一虚拟电厂只能由一个技术支持系统对接。意思是：一个虚拟电厂只能有一个“主脑”，避免多系统同时下指令、责任不清、数据不一致。

• 第七，资源侧还要满足法定计量、通信传输、并网接入等要求，发电类终端还要满足“可观、可测、可调、可控”。

图2  福建虚拟电厂的准入门槛、协议清单与资源要求

（三）“要签什么协议”不是小事，而是合规边界

福建把协议写得很细，背后的意思很明确：以后虚拟电厂不再是泛泛合作，而是明确责任的合规经营关系。

• 运营商与资源主体之间，要签代理协议或聚合服务协议，至少写清设备范围、调节方式、安全责任、经济责任、收益分配、考核分摊、合同解除条件。这个协议决定的是“资源能不能真正算你的资源池”。

• 负荷类虚拟电厂，要由电力负荷管理中心组织签订负荷管理协议。这意味着负荷类资源首先纳入的是需求侧管理与响应体系。

• 负荷类如果还要参与现货或辅助服务，还要同步签并网调度协议。说明只要涉及更强的电网平衡义务，就要把调度边界补齐。

• 发电类虚拟电厂，则要与相关市县电网企业签并网调度协议。原因在于发电类更直接涉及并网安全和局部电网运行。

（四）发电类和负荷类到底怎么区分？

这也是大家最容易混淆的地方。福建不是按“有没有装光伏、有没有装储能”来粗暴分类，而是按资源主要服务的是发电侧组织还是负荷侧调节来分。

• 发电类虚拟电厂：主要聚合全额上网、自发自用余电上网的分布式电源和分布式储能等资源，更强调涉网安全、并网边界和发电出力组织。

• 负荷类虚拟电厂：主要聚合可调节负荷，以及用户计量关口内合规的分布式电源、储能等资源，更强调需求响应、负荷调节、基线和执行能力。

• 一个特别关键的信号是：发电类聚合范围原则上不超过同一220千伏变电站供电区域，且不得跨设区市；负荷类初期允许跨220千伏变电站供电区域聚合。这说明福建在发展初期更希望先把需求侧资源组织起来，同时对发电侧继续保持更严格的电网安全边界。

图3  发电类虚拟电厂与负荷类虚拟电厂对比

（五）对资源的要求，真正卡的是“真实可调能力”

• 同一合同周期内，一项资源原则上只能服务一家虚拟电厂运营商。这是在堵“重复签约、重复出售容量”的口子。

• 资源必须装电网企业计量装置，数据要满足法定计量要求。意思是：平台曲线可以做运营分析，但不能替代结算依据。

• 装机容量、设备额定功率、合同容量，不等于真实可调能力。真正被电网认可的是经过测试、基线核验、运行校核后形成的可执行能力。

• 一旦装机（运行）容量、重要调控设备、运行方式、资源范围等关键因素变化，就要申请变更测试。这说明福建不接受“申报一次、长期照用”的粗放模式。

这份文件实质上是在做三件事：把部门分工定下来、把市场门槛立起来、把责任边界写清楚。谁把这三件事理解透了，谁才算真正看懂了福建这份文件。

二、与5月征求意见稿相比，8月正式版真正变了什么？

图4  征求意见稿与8月正式版变化重点对比

最值得看的变化有四点：

• 第一，正式版删除了“零售市场”表述，但并不意味着售电能力不重要。因为第七条仍然要求，参与电能量市场交易的虚拟电厂运营商原则上应具备售电公司资质。也就是说，零售市场表述被拿掉，是为了避免概念先行；但售电资质、信用与履约能力仍然是电能量交易的重要底座。

• 第二，有效期从5年缩短到2年。这个调整很关键，说明福建并不认为虚拟电厂规则已经定型，而是准备先跑、边跑边修、快速迭代。企业在做系统选型、协议设计、商业模式设计时，都不能按“一套规则吃很多年”的思路来做。

• 第三，正式版把资质审核、系统接入、能力测试、建档、运行监测写得更完整。过去不少政策强调“鼓励参与”，福建这次则是把“进入以后怎么管理”补齐了。

• 第四，正式版对协议和责任边界写得更清楚。代理协议、负荷管理协议、并网调度协议、结算依据、应急直接调控，都比征求意见稿更明确。

一句话总结：福建正式版最重要的不是“放开了什么”，而是把“接入后怎么测、怎么管、怎么结算、怎么担责”写实了。

三、福建为什么要这样设计？背后的底层逻辑是什么？

• 逻辑一：分布式资源增长太快，管理逻辑必须从“看装机”转向“看可调能力”。光伏、用户侧储能、充电设施增加后，电网面对的是更复杂的波动和局部约束，虚拟电厂的价值就在于把分散资源变成可监测、可预测、可调节的资源组。

• 逻辑二：福建需求响应能力目标提高，不能只靠少数大用户。园区、楼宇、冷链、数据中心、储能、充电网络等更细颗粒度资源，必须被组织起来。

• 逻辑三：现货、新能源入市、辅助服务在推进，用户侧需要新的交易工具。未来负荷曲线、储能策略和充电时序都会有交易价值，不再只是“降电费”。

• 逻辑四：福建沿海港口、临港产业、山海地形和局部电网差异明显，既要市场化，也要兼顾局部安全边界。发电类不跨设区市、负荷类初期允许更灵活聚合，本质上就是这一逻辑的体现。

换句话说，福建这份办法要解决的不是“有没有虚拟电厂平台”，而是如何把分散资源变成电网能认、市场能结、客户敢签、监管可查的经营资产。

四、跟其他省相比，福建的共同关注点与地域特色分别是什么？

福建与其他省份的共同关注点，基本集中在七件事：资源唯一性、能力真实性、平台接入、计量结算、收益防重复、安全责任和持续运营。这七件事决定了虚拟电厂能不能从“样板项目”变成“持续经营业务”。

• 共同点一：都在防止同一资源被重复聚合、重复出售容量。

• 共同点二：都在强化能力测试和常态化校核，不再接受“报上去多少就认多少”。

• 共同点三：都把计量、结算、信息披露和安全责任放在很重要的位置。

福建自己的特色则主要体现在三方面：

• 第一，福建把“负荷管理中心”放在了很靠前的位置。这说明福建当前更强调从需求侧管理体系切入，把虚拟电厂先做成一套可调用、可监测、可纳管的响应体系。

• 第二，福建对发电类和负荷类的边界划分较清晰，特别是发电类的220千伏供电区域和不跨设区市要求，体现出明显的电网拓扑与安全边界思维。

• 第三，福建沿海港口、重化工业、临港制造、商业楼宇、冷链与交通补能场景都比较丰富，意味着未来更适合长出“工业负荷+储能+充电+楼宇冷站”复合型资源池。

因此，福建不是最强调“概念热闹”的省，而是更像一个强调责任先立、边界先清、再逐步放开的省。

五、哪些组织和个人最适合、也最有必要尽快布局？

图5  福建虚拟电厂优先布局主体梯队

• 第一类：平台公司、城投园区公司、开发区运营主体。它们最适合先下场，因为手里有场景、有资源协调力、有长期信用，也更容易完成资源确权和统一授权。

• 第二类：售电公司、综合能源服务商。它们懂客户、懂交易、懂结算，但必须补齐控制、运维和能力测试体系。

• 第三类：工商业园区和高价值负荷用户。冷链、数据中心、制造业、商业楼宇、冷站等，最适合从单体资源改造切入。

• 第四类：储能、充电与车队运营商。天然拥有可调节资源池，但要尽快统一接口、用户授权和运营策略。

• 第五类：聚合技术、边缘控制、计量和安全厂商。未来机会不在“做一套页面”，而在“交付可验证能力”。

这背后的判断很简单：福建虚拟电厂不是纯技术赛道，而是“资源组织能力优先”的赛道。

六、如果现在要入局，应该做哪些准备？

图6  虚拟电厂入局的六维准备框架

从实操看，至少要从“人、事、物、财、数、法”六个维度一起准备：

• 人：要有交易、调度、产品、运维、市场团队。虚拟电厂不是软件项目，后续长期运营才是真正成本中心。

• 事：先选场景、做资源盘点、明确商业模式和KPI，再谈系统建设。没有资源池，平台就没有经营价值。

• 物：计量装置、边缘网关、可控终端、通信链路要补齐。没有这些硬件底座，后面测试和结算都过不去。

• 财：要准备投入预算、收益分账机制、履约保函/保险和现金流安排。虚拟电厂前期不是零投入业务。

• 数：要建立数据标准、接口规范、预测模型和监测看板，分清运营数据、申报数据、结算数据的边界。

• 法：代理协议、负荷管理协议、并网调度协议、授权边界、网络安全责任都要提前准备好。

建议推进顺序也不要搞反：先资源盘点，再协议统一，再做计量与控制改造，然后接入与测试，最后再做市场运营。

七、现在布局要特别注意哪些坑？

• 资源虚高：合同容量、设备额定功率和真实可调能力是三个不同数字。申报前要按生产约束、SOC、基线和响应持续时间逐级折减。

• 重复签约：同一资源在同一合同期原则上只能与一家运营商建立服务关系，要重点核验原有售电、需求响应、设备平台和储能托管合同。

• 收益叠加错误：同一时段、同一调节行为不得在多个机制中重复收益，收益模型必须把互斥规则想清楚。

• 计量与数据混淆：平台曲线不能替代法定计量，自用数据、市场申报数据、结算数据要分层管理。

• 重建设轻运营：月报、异常告警、能力校核、资源变更测试、客户运维都会形成持续成本，别把虚拟电厂做成一次性交付项目。

• 安全与责任失配：紧急情况下资源要服从电网直接调控，生产损失、设备故障、网络攻击和指令失败的责任，都要在合同与保险安排里提前覆盖。

结语：福建真正释放的信号是什么？

福建这份办法释放的核心信号很明确：虚拟电厂从现在开始不再只是“概念项目”，而是要按“运营资产”来建设和管理。

谁最适合先跑出来？是先把资源池、控制能力、交易能力和责任体系一并搭起来的公司或主体。对平台公司、园区运营商、售电公司、储能与充电运营商而言，越早完成资源确权、协议统一、计量控制改造和运营团队建设，越可能拿到福建虚拟电厂的先发优势。

附件：政策全文

政策来源：福建省发展和改革委员会官网、国家能源局福建监管办公室相关公告

福建省虚拟电厂建设运行管理办法（试行）

福建省发展和改革委员会  国家能源局福建监管办公室  2026年7月31日

第一章 总则

第一条 为深入贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，支撑新型电力系统建设，推动虚拟电厂规范化、常态化、规模化、市场化发展，依据《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）、《国家发展改革委、国家能源局关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）等政策文件，结合福建省实际，制定本办法。

第二条 本办法适用于指导福建省行政区域内虚拟电厂的建设运营、市场交易、系统接入、安全管控等全流程工作，覆盖虚拟电厂运营商、聚合资源主体、电网企业、电力交易机构、电力负荷管理中心等所有相关参与方。

第三条 虚拟电厂是基于电力系统架构，运用现代信息通信、系统集成控制等技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式。

第四条 鼓励能源企业、能源产业链上下游企业及其他各类企业积极投资虚拟电厂，大力支持民营企业、中小微企业参与虚拟电厂投资开发与运营管理，共同推进技术及模式创新。

第二章 建设及接入管理

第五条 虚拟电厂可聚合分布式电源、储能、可调节负荷等各类分散资源参与电力市场交易与电网互动。

第六条 根据参与市场交易要求，分为发电类虚拟电厂（聚合单元）、负荷类虚拟电厂（聚合单元）。同一虚拟电厂运营商可同时建设多个发电类虚拟电厂（聚合单元）、负荷类虚拟电厂（聚合单元）。

发电类虚拟电厂主要聚合全额上网及自发自用余电上网的分布式电源和分布式储能等资源；负荷类虚拟电厂主要聚合可调节负荷（含用户计量关口内合规分布式电源、储能）等资源。

发电类虚拟电厂的聚合资源范围原则上不超过同一220千伏变电站供电区域，不得跨设区市区域聚合；负荷类虚拟电厂的聚合资源范围不超过本省范围，发展初期允许跨220千伏变电站供电区域聚合，后续根据全省电力市场运行与电网安全管控要求动态优化。

第七条 虚拟电厂建设应满足以下要求：

（一）虚拟电厂运营商是依照《中华人民共和国公司法》登记注册的企业法人，具备法人资格，实现财务独立核算；参与电能量市场交易的虚拟电厂运营商，原则上应具备售电公司资质，初期售电规模与其资产总额相匹配，参照福建电力市场售电公司相关管理规定，足额提交履约保函（保险）。

（二）虚拟电厂运营商应建立相关技术支持系统，具备监测、预测、指令分解执行等信息交互功能，满足国家和我省网络安全防护等相关技术要求，并接入新型电力负荷管理系统，参与电力现货、辅助服务市场或涉及并网安全的虚拟电厂技术支持系统应同步接入电力调度自动化系统，根据相关系统响应指令，对聚合资源进行优化调控。同一虚拟电厂只能由一个虚拟电厂技术支持系统与新型电力负荷管理系统、电力调度自动化系统对接。

（三）同一聚合资源在同一合同周期内，原则上仅可与一家虚拟电厂运营商确立服务关系。

（四）虚拟电厂运营商应针对负荷类虚拟电厂，由电力负荷管理中心组织签订负荷管理协议；参与电力现货市场、辅助服务市场的负荷类虚拟电厂，需同步由运营商与国网福建电力签订并网调度协议。针对发电类虚拟电厂，虚拟电厂运营商应与相关市县电网企业签订并网调度协议。

（五）虚拟电厂聚合资源应安装电网企业计量装置，具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足电力市场交易与结算法定要求，计量装置需经法定计量机构检定合格。其中发电类虚拟电厂的聚合资源安装的计量终端，应满足“可观、可测、可调、可控”要求。

（六）虚拟电厂聚合的可调节负荷、分布式电源、用户侧储能等资源并网接入流程参照现有规定执行。

第八条 虚拟电厂建设运营按照以下环节开展：

（一）资质审核。虚拟电厂运营商需按照电力市场交易规则，与聚合资源主体签订代理协议，明确约定可调控设备范围、调节方式、安全责任划分、经济责任承担、收益分配机制、考核分摊规则、合同解除条件等核心事项。运营商向福建省电力负荷管理中心提交接入申请资料，由负荷管理中心进行资质审核。

（二）系统接入调试。资质审核通过后，虚拟电厂运营商按照技术要求，将技术支持系统接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统，完成指令接收、数据采集上传、远程调控等核心功能调试。

（三）能力测试。福建省电力负荷管理中心负责开展负荷类虚拟电厂调节能力测试；国网福建电力调控中心负责开展发电类虚拟电厂调节能力测试，发展初期可指导福建省电力负荷管理中心开展。测试完成后，向有关虚拟电厂出具调节能力测试报告。

（四）档案管理。福建省电力负荷管理中心对通过调节能力测试的虚拟电厂运营商在新型电力负荷管理系统线上建档，并向福建电力交易中心、国网福建电力调控中心共享资质认定相关材料。福建省电力负荷管理中心做好相关纸质档案管理。

（五）运行监测。福建省电力负荷管理中心通过新型电力负荷管理系统对完成接入流程的虚拟电厂开展运行监测，包括对虚拟电厂及其聚合用户、可调节资源的运行类数据进行实时监测和异常预警。

第三章 能力测试管理

第九条 虚拟电厂能力测试分为入市测试、变更测试和常态化能力校核三类，测试方式统一采用系统测试。

第十条 虚拟电厂运营商办理市场注册前，应提前3个工作日向福建省电力负荷管理中心提交入市能力测试申请。

第十一条 虚拟电厂聚合资源的装机（运行）容量、重要调控设备、运行方式、资源范围等影响调节能力的关键因素发生实质性变更时，运营商应主动提前3个工作日向福建省电力负荷管理中心提交变更测试申请。

第十二条 福建省电力负荷管理中心依托新型电力负荷管理系统，对虚拟电厂开展常态化能力校核，实时监测虚拟电厂系统、聚合资源的运行数据。对数据异常、调节能力不达标、违规运行的虚拟电厂，组织专项能力测试，测试合格后方可恢复运营。

第十三条 虚拟电厂调节能力测试遵循统一标准，负荷类虚拟电厂调节能力计算方法，参照福建省电力需求响应实施方案执行；发电类虚拟电厂调节能力计算方法，由国网福建电力调控中心会同福建省电力负荷管理中心联合制定，经省发改委审核通过后在“网上国网”APP、电力交易平台等公开发布。

第十四条 虚拟电厂运营商在能力测试前，应与聚合资源相关方进行充分沟通协调，确认所有聚合资源具备测试条件，保障测试当日基线负荷数据完整、真实、有效。测试全过程必须严格落实人身安全、电网安全及设备运行安全管控要求，做好风险预判与应急处置，对测试引发的各类风险承担主体责任。

第四章 交易及结算管理

第十五条 虚拟电厂运营商在满足福建电力市场注册相关规定及相应市场的准入要求后，可作为独立经营主体参与电力中长期、现货、辅助服务等市场。结合虚拟电厂发展情况，可适当放宽准入要求，并根据运行情况逐步优化。

第十六条 虚拟电厂运营商应在电力交易平台办理市场注册，向电力交易机构提供相关的资格审核及能力检测报告、签订的负荷管理协议或并网调度协议。

第十七条 虚拟电厂运营商注册生效后，按照相应市场规则参与电力中长期、现货、辅助服务等交易。

第十八条 在全省未启动日前邀约需求响应期间，虚拟电厂运营商可自主选择参与地区需求响应、电能量市场、辅助服务市场。在全省启动日前邀约需求响应期间，负荷类虚拟电厂原则上需优先参与需求响应，聚合资源按照需求响应应邀结果参与电力平衡调节。对于日内临时有负荷管理需求的场景，虚拟电厂应依据电力负荷管理协议约定，由福建省电力负荷管理中心组织参与灵活避峰需求响应。但同一时段内不能以同一调节行为获取重复收益。

第十九条 虚拟电厂运营商与其聚合资源收益结算，由电力交易机构根据市场规则、聚合服务合同约定统一开展结算，电网企业根据电力交易机构出具的结算依据发布电费账单，结算到户。市场结算统一采用电网企业计量装置数据，虚拟电厂结算电量由对应聚合资源计量数据叠加形成，发电电量、用电电量分别核算，严禁发用电量相互冲抵。虚拟电厂运营商可在不改变电网企业关口计量装置的前提下，加装自用测控设备，该类设备数据仅用于内部运营管控，不得作为法定交易与结算依据。

第二十条 虚拟电厂应遵守电能量市场、辅助服务市场和需求响应各项规则，按规定承担相应考核责任。因国家法律法规调整、市场交易结算规则变更、交易价格政策性调整或不可抗力因素，导致交易偏差、结算费用需调整的，由电网企业严格依照国家及省级相关规定，依规办理退补手续。

第二十一条 因国家法律、法规、规章、规范性文件制修订，导致虚拟电厂运营商与代理用户无法正常履行合同约定的，双方应严格依据相关法律法规，平等协商变更或解除合同，协商不成的可通过司法、仲裁途径解决。

第二十二条 虚拟电厂运营商应按照福建电力市场信息披露相关规定，在电力交易平台披露相关数据和信息，并对其披露信息的真实性、完整性、准确性、及时性负责。对违反信息披露的经营主体，纳入电力交易机构信用评价。

第五章 运行与安全管理

第二十三条 虚拟电厂运营商应按月度定期通过技术支持系统，向新型电力负荷管理系统报送虚拟电厂基本信息、资源清单、实际可调节能力、运行状态等核心数据。

第二十四条 虚拟电厂运营商应持续强化聚合资源调节能力建设，重点提升分布式电源、储能的精准调控水平，强化可调节负荷等资源的快速、实时响应能力。虚拟电厂技术支持系统功能，需适配全省电力市场建设、电网运行调节需求，持续迭代优化。

第二十五条 虚拟电厂运营商要加强自身安全管理，在负荷管理协议或并网调度协议中明确虚拟电厂及各分散资源的安全责任。严格遵守《电力监控系统安全防护规定》（国家发展改革委令第27号）、《关于进一步加强新能源和新型并网主体涉网安全管理的通知》（闽监能安全〔2025〕77号）等，落实网络安全等级保护和关键信息基础设施保护等要求，确保数据源头加密和防篡改。建立网络安全监测预警机制，加强异常监测，及时发现并消除网络与数据安全隐患。

第二十六条 电网发生事故、紧急供需失衡等紧急情况时，虚拟电厂聚合资源必须同等承担电网平衡调节、安全保供义务，服从各级电力调度机构的统一直接调控，减少中间环节，提升应急响应效率，虚拟电厂运营商不得拒绝、干扰、拖延执行电网调度指令。

第六章 组织保障

第二十七条 省发改委牵头建立完善虚拟电厂发展工作机制，会同有关部门编制建设运行管理规范等政策文件；与福建能源监管办按分工制定虚拟电厂参与电力市场交易配套文件。福建省电力负荷管理中心在主管、监管部门的指导下开展全省虚拟电厂运营服务，组织开展需求响应工作。福建电力交易中心负责相关主体的市场注册、中长期交易组织和合同管理，并提供结算依据和服务。电网企业负责组织开展电力现货交易和辅助服务交易，按规范做好虚拟电厂及聚合资源计量结算。虚拟电厂运营商与聚合资源主体签订聚合协议后，履行虚拟电厂建设运营主体责任，并按程序参与需求响应和各类电力市场交易。

第二十八条 本办法实施期间，如遇国家法律法规、政策重大调整，或全省电力市场建设、电网运行环境发生重大变化，由省发改委会同福建能源监管办等相关单位，及时启动修订程序，优化完善相关条款。

第二十九条 本办法由省发改委负责解释。自印发之日起施行，有效期2年。

政策来源：福建省发展和改革委员会官网