储能与电力市场获悉，1月26日，国家能源局西北监管局发布关于征求陕西、宁夏、青海电力中长期市场实施细则（征求意见稿）意见建议的通知。
三地细则均明确，中长期市场成员包含新型经营主体；其中，陕西省明确新型储能企业、虚拟电厂（含负荷聚合商）、自备电厂、绿电直连项目作为新型经营主体自愿参与电力市场。
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。三地部分重点内容如下。
陕西省新型储能企业、虚拟电厂（含负荷聚合商）、自备电厂、绿电直连项目等新型经营主体自愿参与电力市场。
根据交易标的物执行周期不同，电力中长期交易包括数年、年度、月度、月内等不同交割周期的电能量交易。数年、年度、月度交易应定期开市，可探索连续开市；月内交易原则上按日连续开市。
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。
分布式新能源可直接参与市场交易；或以聚合方式参与市场交易，虚拟电厂可聚合一家或多家分布式新能源主体参与电力中长期、现货交易。
在多年、年度等较远周期的交易中，经营主体在自主自愿、平等协商基础上，可通过双边协商交易方式，约定交易合同电价与上下游商品市场价格联动价格机制，或者与月以内集中交易成交价挂钩的浮动价格机制。现阶段，提供两类标准化的价格机制：煤电联动价格机制或市场分时基准价浮动价格机制。
煤电联动价格机制方面，执行月分时段合同电价由电煤价格、煤耗系数及双方协商的分时固定价格组成，电煤价格结合长协煤、市场煤加权计算，市场煤价由电力交易机构每月统一发布；
市场分时基准价浮动机制方面，经营主体可自主协商一致，将集中交易分时成交价作为市场分时基准价，按照市场分时基准价乘以价格浮动系数，确定双方合同价格机制，年度周期各个执行月的每个小时时段的交易价格分别约定，按以下公式确定：执行月小时时段合同价格=市场分时基准价×价格浮动系数。价格浮动系数按月、按小时时段分别约定，取值范围参考值为 80%-120%之间，具体由经营主体自主协商确定。
探索建立与市场分时基准价挂钩的集中交易价格竞争形成方式。
储能参与市场方面，独立储能充放电部分作为同一交易单元参与中长期交易。独立储能分时最大可购入/售出电量为独立储能额定最大充/放电功率×执行周期天数×1小时。
独立储能全月所有时段累计净购入/售出电量上限为独立储能额定容量×当月天数×N。其中，N为循环次数，暂定为2，可适时调整。
虚拟电厂与聚合资源主体达成服务关系后，依据聚合资源主体特性，以现货市场出清节点为单位设置交易单元（简称“节点交易单元”），节点交易单元是虚拟电厂参与中长期、现货等的市场交易结算的基本单元。
根据节点聚合资源的类型、容量、调控能力不同，细分为实时直控型节点交易单元、日前响应型节点交易单元和普通售电交易单元。实时直控型节点交易单元主要聚合发电类、储能类、负荷类资源参与中长期电能量市场；日前响应型节点交易单元主要聚合负荷类资源参与中长期电能量市场；普通售电交易单元主要聚合不具有调节能力的用电户号参与普通购售电交易。
文件明确市场成员含新型经营主体。根据交易标的物执行周期不同，区内电力中长期交易包括数年、年度、多月、月度、月内等不同交割周期的电能量交易。
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，由电网企业根据现货市场价格水平等因素合理确定，向自治区政府价格主管部门报备后随代理购电价格向社会公布。各时段价格标准取电网企业代理购电对应时段加权均价。
逐步推动月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近。
电力中长期市场应设置电力中长期结算参考点，作为电力中长期市场电量在现货市场的交割点，参考点价格可以参考日前或实时市场出清价格确定。
电力市场成员含新型经营主体（包含新型独立储能、虚拟电厂、智能微电网等）。
省内电力中长期市场交易品种主要包括：发电经营主体与用电经营主体电力直接交易（电力直接交易）、电网企业代理购电交易、绿色电力交易、合同转让交易、合同变更交易、月内电能量与合同融合交易（月内融合交易）等。
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。
中长期分时段交易每个时段设置申报价格上下限，可与青海现货市场申报价格限额范围保持一致，峰谷价差比例由市场自主形成。
结算方面，虚拟电厂（聚合商）等资源聚合类经营主体所聚合的资源同时具有上网电量、下网用电量时，应区分各时段的上、下网电量分别结算，不得将下网用电量与其他项目上网电量聚合抵消后结算。
原文如下：
点击“阅读原文”查看陕西、宁夏、青海电力中长期市场实施细则（征求意见稿）
责任编辑：丁凯乐
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