储能与电力市场获悉，7月17日，四川发布《四川电力现货规则体系 V1.0征求意见稿 )》的函。细则适用于四川电力现货市场的运营。
细则表示，初期，独立储能、虚拟电厂在运行日仅参与现货市场、调频和备用辅助服务市场之一，由经营主体在竞价日市场申报前予以明确，若未选择则默认参与现货市场。独立储能应根据各类辅助市场的要求，结合SOC状态评估，自主选择参与运行日辅助服务市场。
现货市场运行期间，省内调峰辅助服务市场及“两个细则调峰补偿不再运行。
参与四川电力现货市场运营的市场成员包括经营主体、电网企业和市场运营机构具体如下：
发电企业暂为省调直调的水电（不含映秀湾、马回、金洞子，下同）、公用燃煤火电（不含三瓦窑、苏房梁，下同）、集中式新能源（含配建储能，下同），参与省内中长期市场的网调直调机组；燃气、生物质电厂暂不参与；电网安全保供支撑电源暂不参与（龚嘴、铜街子、南桠河，下同）。
电力用户包含直接从电力市场购电的用户和电网企业代理购电用户。
新型经营主体暂为分布式新能源、独立储能、虚拟电厂。
经营主体以计划单元为单位参与现货市场的申报和出清。初期，各类经营主体参与方式如下:
独立储能以“报量报价”的方式参与现货市场，暂不具备实时出清条件时，实时市场原则上按照日前出清结果执行，调度机构可根据电网实际需求调整充放电计划，充放电价格按实时市场价格执行。
虚拟电厂自主选择以“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货市场。暂不具备实时出清条件时，实时市场原则上按照日前出清结果执行。条件具备时，调度机构可根据电网实际需求调整发用电计划，发用电价格按实时市场价格执行。初期，虚拟电厂计划单元应按发电侧、用电侧资源分别聚合形成发电类虚拟电厂计划单元、负荷类虚拟电厂计划单元（计划单元与交易单元一致，下同），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。
价格机制：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。
现货市场出清计算时，在满足安全约束条件的基础上，当燃煤火电和清洁能源报价相同时，清洁能源优先出清。
现货市场采用“多电源参与、全电量优化、全水期运行”模式，根据四川水电高占比、水情变化大的资源特性，充分考虑保安全保供应、促消纳需求，构建“日前出清不结算、日内滚动优化、实时出清结算”的电力现货市场组织架构。
日前现货市场采用全电量竞价、集中优化出清的方式开展。基于经营主体申报信息,综合考虑系统负荷预测、母线负荷预测、省间联络线计划、非市场机组发电计划、水电耦合、水库优化、机组运行约束条件、电网安全运行约束条件等因素，以社会福利最大化为优化目标，采用SCUC、SCED算法进行集中优化计算出清得到运行日的机组开机组合、分时发电出力曲线以及分时电价。
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电能量报价，单位为元/兆瓦时。独立储能在申报充放电报价曲线时，充电功率以负值表示，放电功率以正值表示，充电和放电工况分别最多申报5段，报价曲线须随出力增加单调递增。电力的最小单位是0.01兆瓦，电价的最小单位是1元/兆瓦时。每段报价的电能量价格均不可超过规定的电能量申报价格上下限范围。
独立储能应申报运行日结束时刻期望达到的荷电状态，原则上作为现货市场出清的边界条件以及次日初始荷电状态，可根据运行日实际运行情况调整。
报量不报价：发电类虚拟电厂计划单元、负荷类虚拟电厂计划单元分别申报运行日96点发、用电曲线。
报量报价：发电类虚拟电厂计划单元、负荷类虚拟电厂计划单元分别申报电能量报价曲线，单位为元/兆瓦时。
原文如下：
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