储能与电力市场获悉，10月31日，四川电力交易中心转发四川省发展和改革委员会 四川省能源局 国家能源局四川监管办公室关于公开征求《四川电力现货规则体系V3.0（征求意见稿）》意见的通知。征求意见中包含5个附件：
四川电力现货市场风险防控实施细则（征求意见稿）
四川省电力市场交易计量管理规则（征求意见稿）
四川电力现货市场建设方案（征求意见稿）
经营主体包括各类型发电企业、电力用户、售电公司和新型经营主体，原则上参与省内中长期市场的经营主体均应参与现货市场。新型经营主体暂为具备相应计量和接入条件的分布式新能源、独立储能、虚拟电厂。
经营主体参与方式部分如下：
虚拟电厂暂以“报量不报价”的方式参与现货市场，在日前申报发用电曲线，实时可申请调整，在满足电网安全、电力供应、清洁能源消纳等各类约束的情况下，以固定出力纳入出清接受现货市场价格。待条件具备后，逐步过渡到“报量报价”参与现货市场。发电类虚拟电厂计划单元参与现货市场需具备“可观、可测、可调、可控”条件。
电力用户、售电公司暂以“不报量不报价”的方式参与电力现货市场，作为价格接受者。
市场限价：现货市场设置申报和出清限价，下限综合考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，上限考虑燃煤火电边际成本、用户尖峰电价水平和市场供需形势等确定，具体由价格主管部门测算并适时调整。
批零价格传导：推动电力现货价格向零售用户传导,零售套餐中应约定一定比例电量按现货价格结算。
四川电力现货市场交易实施细则（征求意见稿）
初期，独立储能、虚拟电厂在运行日分时段选择参与现货、调频和备用市场之一，由经营主体在竞价日市场申报环节予以明确。独立储能未选择参与现货市场时，默认对应时段充放电计划为0。
现货市场运行期间，省内调峰辅助服务市场及“两个细则”市场化机组调峰补偿不再运行。
现货市场出清形成每15分钟的系统电价，采用系统电价进行结算。系统电价为在满足所有运行安全约束最优化调度的情况下，在发电侧基于发电机组出力占系统总发电比例增加单位负荷需求时所需要增加的能量成本。
电能量申报、出清价格上下限分别为50-800元/MWh。
独立储能、虚拟电厂应申报运行日分时段参与现货、调频、备用市场的意愿，同一时段仅可参与三个市场之一。
新型经营主体出清机制：
报量不报价参与时，独立储能在实时市场调整后的充放电计划，在满足电网安全、电力供应、清洁能源消纳等各类约束的情况下，以固定出力纳入出清。新能源配建储能原则与新能源作为同一计划单元参与市场。在电网运行需要时，调度机构可采取统一调度运行的方式调用独立储能、新能源配建储能充放电，充放电价格按实时市场价格执行。
报量不报价参与时，虚拟电厂在实时市场调整后的发用电计划，在满足电网安全、电力供应、清洁能源消纳等各类约束的情况下，以固定出力纳入出清。条件具备时，在电网运行需要时，调度机构可按照电网实际需求进行调用，发用电价格按实时市场价格执行。
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在市场结算环节相较此前《四川电力现货市场规则体系V2.0（征求意见稿）》相比，新增独立储能结算衔接，明确9月-12月，独立储能24小时中长期交易合同，由交易机构将每小时电量均分到该小时内每15分钟，形成当日96点交易合同，并以此作为独立储能市场化结算的基础数据。
此前相关报道：四川电力现货市场：独立储能报量报价参与，现货、调频/备用二选一 四川独立储能参与电力市场：“报量报价”参与现货，现货/调频/备用市场三选一
原文如下：
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责任编辑：尹思琦
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