储能与电力市场获悉，1月4日，国家能源局南方监管局关于印发《南方区域新能源参与电力市场交易实施方案（试行）》的通知发布。
方案表示，集中式新能源项目，原则上以报量报价、报量不报价参与现货市场优化出清。不具备相应技术条件前，按不报量、不报价参与现货市场。
分布式新能源项目，经虚拟电厂运营商按同一节点聚合后成为可直接调度的发电类虚拟电厂，以报量报价或报量不报价参与现货市场。
2026年7月1日起，未经聚合的分布式新能源项目按所在节点参与实时市场结算；
增量分布式新能源项目自并网之日对应月份后的第二个月1日起按所在节点参与实时市场结算，过渡期间按所在省（区）发电侧实时市场同类项目加权平均价参与实时市场结算。
加快实现新能源项目自愿参与日前市场。南方区域日前电能量市场与可靠性机组组合分离前：
未经聚合的新能源项目由调度机构预测总曲线，与非市场化电源一起作为市场出清边界。
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南方区域日前电能量市场与可靠性机组组合分离后：
报量报价、报量不报价的新能源项目（含发电类虚拟电厂），按月度通过交易平台选择是否参与日前市场；
未聚合的分布式新能源项目不参与日前市场。为确保分离后市场平稳过渡，对于报量报价、报量不报价的新能源项目（含发电类虚拟电厂），2026年6月30日前，经电力市场运营机构通知确认后，仍未主动选择参与日前市场的，默认参与日前市场优化出清和交易结算；
2026年7月1日起，未主动选择参与日前市场的，默认不参与日前市场出清和交易结算。
用户侧自主申报参与日前市场，积极探索用户侧报量报价参与日前电能量市场出清，日前市场出清结果仅作为三部制结算使用。
南方总调牵头组织各级调度机构尽快具备新能源项目报量报价参与现货市场的技术条件，2025年12月31日前完成日前电能量市场与可靠性机组组合分离的现货出清系统相关功能改造。
新能源项目机制电量之外的上网电量，自主决定是否参与中长期电能量市场，不对其中长期合同签约比例进行考核。
允许交易双方约定分时电量、电价、执行时间段，新能源企业与购电方在双边协商交易、挂牌交易时自行选择结算参考点，可约定在日前市场所在省（区）统一结算点或任一节点，也可约定在实时市场所在省（区）统一结算点或任一节点。
新能源项目中长期市场申报电量上限、合同持有量上限均不超过其发电空间×（1－机制电量比例），发电空间由各省（区）政府主管部门结合本地实际确定。
省内绿电交易仅开展双边协商、挂牌交易，申报和成交价格分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格，不单独组织集中竞价、滚动撮合交易。
全面推广多年期绿电交易（PPA）机制。健全多年期绿电合同签订机制，引导新能源项目根据机制外电量发电能力，与用户签订多年期绿电交易合同。
现阶段，按照差量方式形成电能量市场结算依据；推动差量结算向差价结算方式过渡，更好适应电力市场发展。
自愿参与日前市场的新能源项目，电能量电费为中长期（含绿电交易）合约电费、日前电能量电费与实时电能量电费之和。
中长期合约电费=∑[合约电量×（合约价格＋日前市场节点电价－中长期结算参考点现货电价）]
日前电能量电费=∑[（日前市场出清电量－∑合约电量）×日前市场节点电价]
实时电能量电费=∑[（实际上网电量－日前市场出清电量）×实时市场节点电价]
自愿不参与日前市场的新能源项目，不参与日前市场电量结算。
原文如下：
责任编辑：一拳超人
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