储能与电力市场获悉，近日，浙江电力市场管理委员会发布关于公开征求《浙江电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》等7份实施细则意见的通知。
浙江电力中长期交易实施细则
浙江电力中长期交易实施细则-绿色电力交易专章
浙江电力零售市场实施细则
浙江电力市场管理实施细则
浙江电力现货电能量市场交易实施细则
浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则
浙江电力市场结算实施细则
意见反馈模板
电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易和绿电交易，本细则均针对电能量交易，绿电交易详见《浙江电力中长期交浙江电力中长期交易实能细期易实施细则-绿色电力交易专章》。
中长期交易方式主要包括双边协商交易和集中交易两种，其中集中交易包括集中竞价、挂牌和滚动撮合三种形式。经营主体在同一交易场次，对于相同的交易标的，不可同时进行买入和卖出交易。
为维护市场成员合法权益，促进电力市场规范平稳运行，中长期交易可设置价格限制。
年度各类交易以及月度（旬）集中竞价交易原则上按照国家规定的燃煤基准价浮动范围进行均价限制；
月度双边协商以及挂牌交易设置分时段价格限制;
滚动报合交易（含盘前集中竞价）所有时段设定统一限价。
价格限制具体要求按相关市场方案或通知等文件规定执行。
年度、月度交易以双边协商、集中竞价和挂牌方式开展，发电方只允许售出电量，用电方只允许购入电量。
月内交易以集中竞价和滚动撮合方式开展，月内集中竞价中发电方只允许售出电量，用电方只允许购入电量，月内滚动撮合交易中发用双方可以售出电量，也可以购入电量。
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现阶段采取“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”的模式组织日前电能量市场交易。
日前电能量市场采用全电量申报、集中优化出清的方式开展。
储能电站申报参数：储能电站常设申报，参与现货电能量市场交易的储能电站应在现货首次申报2个工作日前完成常设申报。若储能电站未按时在现货电能量市场中进行申报，则采用常设申报作为申报信息。若储能电站未设置常设申报则默认常设申报为0。
当火电和新能源报价相同时，新能源优先消纳原则出清；当相同类型电源报价相同时，按申报电力比例出清。
分布式新能源聚合商暂不参与现货市场申报出清。
满足市场准入条件及技术要求，且已在市场中完成注册的独立储能电站可按日选择是否参与调频市场。竞价日前一天（D-2）日16:00前通过交易平台上报运行日（D）96点自计划曲线，申报的自计划曲线不得超过储能电站额定充放电功率、荷电状态（SOC）上下限约束。电力调度机构可根据系统需要对自计划曲线进行调整。
储能电站应在竞价日（D-1）10:15前申报是否参与调频市场。选择参与调频市场的，根据其调频里程报价、性能指标（kb、kb1、kb2）、申报时间等从低到高依次排序，选出D日可参与调频市场的储能电站，入选的储能电站调频容量之和不超过储能调频容量上限，该部分储能电站不再参与电能量市场，其余储能电站按申报的自计划曲线参与电能量市场。电力调度机构可根据系统需要对储能电站入选结果进行调整。
现阶段，虚拟电厂负荷类机组暂以报量不报价方式进行申报，当市场供需比等参数满足一定阈值时，可在竞价日（D-1）9:15前通过交易平台上报运行日（D）96点负荷调节量，作为日前市场边界。加总后的全体申报负荷曲线，扣减虚拟电厂调节量申报曲线后，纳入日前市场出清。虚拟电厂负荷类机组暂不纳入可靠性机组组合计算，后续视虚拟电厂实际调节情况再逐步纳入。虚拟电厂负荷类机组实际负荷调节量曲线为虚拟电厂基线负荷曲线与运行日实际负荷曲线之差，单次调节时长不小于0.5小时。
现阶段，采用“日前报价、时前出清”的模式组织调频市场交易。
具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，且由省电力调度机构调管的独立储能电站，以独立储能身份参与调频市场。虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体待条件具备后参与调频市场。
细则显示：
调频里程报价最高限价 ：15元/MW
储能调频容量上限 ：20万千瓦
储能调频容量申报比例：80%
竞价日（D-1）组织交易前，电力调度机构向经营主体发布调频市场容量需求A及储能调频容量上限E。运行日（D）实时运行中，电力调度机构可根据系统运行需要，对调频市场容量需求及储能调频容量上限进行调整，并按要求进行信息披露。
储能申报：满足市场准入条件及技术要求，且已在市场中完成注册的储能电站可按日选择是否参与调频市场。储能电站应在竞价日（D-1）10：15 前申报是否参与调频市场。选择参与调频市场的，应同步完成调频市场申报，包括调频里程报价和调频容量申报，其中有一项未申报的视为放弃D日参与调频市场的资格。
调频市场原则上采用基于调频里程的单一制价格机制。调频里程出清价格上限为15元/MW。
原文如下：
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责任编辑：尹思琦
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