储能与电力市场获悉，甘肃省工业和信息化厅发布关于征求《甘肃电力现货市场规则（V3.2）（征求意见稿）》意见建议的公告，随公告共计发布6份文件：
《甘肃电力现货市场规则（V3.2）（征求意见稿）》主要修改说明
甘肃电力现货市场管理实施细则（V3.2征求意见稿）
甘肃电力现货市场运营实施细则（V3.2征求意见稿）
甘肃电力现货市场结算实施细则（V3.2征求意见稿）
甘肃电力现货市场信息披露实施细则（V3.2征求意见稿）
甘肃电力现货市场结算运行工作方案（V3.2征求意见稿）
其中，储能参与电力市场的相关规定如下。
电网侧独立储能
满足电网接入技术规范的电网侧独立储能和共享储能电站，在优先满足新能源消纳和电网调节需求的基础上，直接参与省内现货市场交易。
以“报量不报价”方式参与现货市场，条件成熟时，可自愿选择以“报量报价”方式参与日前现货市场。
市场运营机构编制电网侧储能电站日前充放电计划，作为日前市场出清的边界条件。电网侧储能电站在实时现货市场中自主申报充、放电功率曲线，在满足电网安全运行和新能源优先消纳的条件下实时现货市场予以优先出清。
电网侧储能电站可自行选择参与省内调频辅助服务市场。
市场运营初期，电网侧储能电站作为价格接受者，其充电、放电电量均按照所在节点的实时现货市场价格结算。
电网侧储能放电电量为正、充电电量为负，均以其所在节点的节点边际电价作为其该时段的结算价格，节点边际价格超过限价时按市场限价进行结算。
配建储能
新能源场站应根据运行日新能源短期预测合理申报配建储能短期自调度计划曲线，充电部分计划不得大于新能源预测。
含配建储能的新能源场站，其出力上限为新能源短期预测与配建储能短期自调度计划之和。所有新能源场站的出力下限为0兆瓦。出力上限为短期预测对应的可靠发电能力与电力调度机构审批通过的配建储能短期自调度计划之和。
配建储能由电力调度机构按需调用期间按照独立储能充放电价格机制执行。
储能按需调用补偿费按照“后充先放”的原则，调度机构记录储能按需调用期间分时充放电量（暂定充放电损耗为13%）和价格，若其现货市场电能量收益为负，则给予相应补偿至现货电能量收益为0。
储能集中调用补偿费用：拥有配建储能的新能源企业，当其配建储能根据调度指令发生从主网充电情况时，对其充电成本进行补偿。此费用由参与省内电力电量平衡的发、用两侧市场化经营主体（含电网企业代理购电工商业用户，不含未参与现货市场的扶贫光伏、分布式光伏、特许权、平价示范新能源项目、光热电站）按当月上网电量、用电量比例分摊。
另外，此次文件针对虚拟电厂、绿电直连等新型经营主体的入市模式进行了多项修订，主要修订条款如下。
虚拟电厂参与市场机制
关于虚拟电厂，系列文件中新增条款如下。
《甘肃电力现货市场运营实施细则（V3.2）》（征求意见稿）第六条日前现货市场新型经营主体参与模式：
虚拟电厂根据聚合资源类型分为“电源型”、“负荷型”、“混合型”。“电源型”虚拟电厂参照集中式新能源参与日前现货市场，“负荷型”虚拟电厂参照售电公司、批发用户参与日前现货市场，“混合型”虚拟电厂发电交易单元和用电交易单元分别参考“电源型”和“负荷型”虚拟电厂参与日前现货市场。
《甘肃电力现货市场运营实施细则（V3.2）》（征求意见稿）第六十一条实时现货市场新型经营主体参与模式：
“电源型”虚拟电厂、“混合型”虚拟电厂发电交易单元参照集中式新能源以“报量报价”的方式参与实时市场。
《甘肃电力现货市场结算实施细则（V3.2）》（征求意见稿）第十九条虚拟电厂现货市场价格：
对于“电源型”虚拟电厂，以其所在节点的节点边际电价作为其该时段的结算价格；对于“负荷型”虚拟电厂，以统一结算点现货价格作为其该时段的结算价格。对于“混合型”虚拟电厂，分别建立发电交易单元和用电交易单元，对应参考“电源型”和“负荷型”虚拟电厂结算价格。
绿电直连项目参与市场模式
《甘肃电力现货市场运营实施细则（V3.2）》（征求意见稿）第六条日前现货市场新型经营主体参与模式：
绿电直连项目以“报量报价”的方式参与日前现货市场，申报运行日 96 点短期新能源预测曲线和短期用电负荷计划曲线，叠加后确定上网能力及下网需求。存在上网能力时，参照集中式新能源参与日前现货市场，存在下网需求时，参照用户参与日前现货市场。
《甘肃电力现货市场运营实施细则（V3.2）》（征求意见稿）第六十一条实时现货市场新型经营主体参与模式：
绿电直连项目以“报量报价”的方式参与实时市场。
《甘肃电力现货市场结算实施细则（V3.2）》（征求意见稿）第十九条绿电直连项目现货市场价格：
绿电直连项目出清上下网电量和实际上下网电量以其所在节点的节点边际电价作为其该时段的结算价格，节点边际价格超过限价时按市场限价进行结算。
《甘肃电力现货市场结算实施细则（V3.2）》（征求意见稿）：
为规范绿电直连项目交易行为，防止通过虚假申报用电负荷、上网偏离实时市场出清获取不当收益，对绿电直连项目实际上网电量超过实时市场出清电量的增发电量收益进行回收。
《甘肃电力现货市场结算实施细则（V3.2）》（征求意见稿）：
绿电直连增发获利回收费用由参与省内电力电量平衡的发、用两侧市场化经营主体（含电网企业代理购电工商业用户，不含未参与现货市场的扶贫光伏、分布式光伏、特许权、平价示范新能源项目、光热电站）按月度结算电量比例承担，其中发电侧（不含未参与现货市场的扶贫光伏、分布式光伏、特许权、平价示范新能源项目、光热电站）按上网电量比例分享，用户侧按全部市场化用户（含电网企业代理购电工商业用户）用电量比例分享。
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通知原文如下，点击文末“阅读原文”，可查阅具体细则。
各有关单位，电力市场主体：
为持续规范甘肃电力现货市场运营管理，优化完善电力现货市场机制设计，依法维护经营主体合法权益，推进统一、开放、竞争、有序的电力市场体系建设，结合国家相关政策要求和市场实际运行情况，拟对《甘肃电力现货市场规则（V3.1）》（甘工信发〔2024〕193号）进行修订，在组织省内相关单位和市场主体进行研讨、初步征求意见的基础上形成《甘肃电力现货市场规则（V3.2）（征求意见稿）》（详见附件）。现向社会公开征求意见，相关意见建议请于2025年12月10日前反馈至电子邮箱（GSGXTDLC@163.com）或传真至0931-8929179。
附件：
1.《甘肃电力现货市场规则（V3.2）（征求意见稿）》主要修改说明
2.甘肃电力现货市场管理实施细则（V3.2征求意见稿）
3.甘肃电力现货市场运营实施细则（V3.2征求意见稿）
4.甘肃电力现货市场结算实施细则（V3.2征求意见稿）
5.甘肃电力现货市场信息披露实施细则（V3.2征求意见稿）
6.甘肃电力现货市场结算运行工作方案（V3.2征求意见稿）
甘肃省工业和信息化厅
2025年11月25日
责任编辑：
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