大数跨境

山西中长期交易细则:不再人为规定分时电价,多月/月/旬交易限价95.62-764.93元/MWh

山西中长期交易细则:不再人为规定分时电价,多月/月/旬交易限价95.62-764.93元/MWh 储能与电力市场
2026-05-26
0
导读:《山西电力中长期市场实施细则》
储能与电力市场悉,5月26日,国家能源局山西监管办公室印发《山西电力中长期市场实施细则》。

文件明确,市场成员包括市场成员中新型经营主体包括虚拟电厂、负荷聚合商、储能企业等。

电力中长期交易品种主要包括省间交易、省内电力直接交易、合同转让交易、回购交易、绿色电力交易等。根据市场发展需要开展输电权、容量等其他类型交易品种

对直接参与市场交易的经营主体,不再人为规定分时电价水平和时段。

多月连续交易限价,月度、旬分时段交易限价均为95.62-764.93元/MWh

日滚动交易原则上采取现货交易限价。日滚动交易限价范围0-1500元/MWh

现货模式下,经营主体所有直接交易合同均须约定曲线并标明全天各时刻的价格,且所标价格不低于0元/MWh、不高于山西省现货出清最高限价

看个广告休息一下
图片

参与方式

不同类型虚拟电厂参与中长期市场规则如下:


“分布式电源类”:按现货市场节点划分发电单元,参照集中式新能源交易模式参与中长期市场。

“负荷类”:聚合资源与相应售电公司代理的其他用户进行区分,以独立交易单元参与电力中长期交易。

“源荷类”:原则上不参与批发市场的中长期交易,具体根据项目的发用电规模匹配度等因素确定。

独立储能参与市场方面,待条件具备后,独立储能可按月自愿选择参与中长期交易,上网侧、下网侧分开作为用户和电厂参与,参与中长期交易后,分别参照批发用户(售电公司)、火电企业进行交易、结算、接受市场运营费用计算。原则上,独立储能企业不可作为零售用户或分布式电源由售电公司、虚拟电厂代理参与市场交易

价格机制

电力中长期集中交易设定最低和最高限价,双边协商交易价格按照达成的交易合同确定,原则上不设置价格上下限,但成交价格不得为负价

现货模式下,经营主体所有直接交易合同均须约定曲线并标明全天各时刻的价格,且所标价格不低于0元/MWh、不高于山西省现货出清最高限价

多月、月度、旬集中交易最高、最低限价按燃煤发电基准价(332 元/兆瓦时)+上下浮动方式形成

最高限价原则上不高于燃煤发电基准价×(1+燃煤发电基准价上浮上限20%)×(1+分时电价政策高峰上浮比例60%)×(1+分时电价政策尖峰上浮比例20%),下限原则上不低于燃煤发电基准价×(1-燃煤发电基准价下浮上限20%)×(1-分时电价政策低谷下浮比例55%)×(1-分时电价政策深谷下浮比例20%),根据山西省发展改革委《关于进一步完善工商业用户分时电价政策的通知》(晋发改商品发〔2026〕15 号)测算确定,最高限价为764.93元/兆瓦时、最低限价为95.62元/兆瓦时。山西工商业用户分时电价政策调整后,相应调整。

多月连续交易限价,月度、旬分时段交易限价均为95.62-764.93元/MWh

日滚动交易原则上采取现货交易限价。日滚动交易限价范围0-1500元/MWh

对直接参与市场交易的经营主体,不再人为规定分时电价水平和时段;对电网代理购电用户,由政府价格主管部门根据现货市场价格水平,统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。

原文如下:


责任编辑:丁凯乐

审核:一拳超人

会议通知


2025年2月国家发改委《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》明确了新能源进入电力市场的节奏,由此给行业带来了诸多改变。鉴于风光出力不稳定、预测难及出力与负荷匹配等问题,行业已对新能源场站主动配储的运营价值达成共识

2026年6月12日“新能源场站主动配储与一体化运营培训研讨会”将在山东济南举行,会议将针对集中式风光场站、分布式光伏,从政策机制、解决方案、收益模式、应用实例等方面展开深入分享。扫描海报二维码,报名参加。



欢迎订阅寻熵研究院研究报告《中国储能市场2025年分析与2026年展望》《2025年储能市场招投标及价格全景分析》《2025年储能市场政策及典型收益模式分析》《中国用户侧储能发展报告2025》《中国独立储能发展报告2025》


可联系储能与电力市场小助手,储储,获取相关报告信息。


联系电话:15801531578(微信同号)

微信账号:ESSpartners


#山西电力中长期市场实施细则

【声明】内容源于网络
0
0
储能与电力市场
洞察正在发生的变革
内容 0
粉丝 0
储能与电力市场 洞察正在发生的变革
总阅读0
粉丝0
内容0