储能与电力市场获悉，近日，华东能源监管局发布关于征求《协同推进长三角省市间电力互济交易工作方案(征求意见稿)》及配套交易规则意见的通知，并随通知，下发了《长三角省市间富余新能源消纳互济交易规则(征求意见稿)》、《长三角省市间富余需求侧可调节资源互济交易规则(征求意见稿)》两个配套交易规则。
通知指出：进一步完善长三角电力市场交易机制，以“电力互济、错峰互补、容量互备、供需互动”为着力点，更好地服务长三角地区的电力保供、新能源消纳、电力系统安全稳定优质经济运行和新型能源体系建设。
包括储能在内的可调节资源，都得到重点提及，鼓励其参与长三角电力市场，促进新能源消纳。
2024年，优化完善现有华东区域跨省电力中长期交易和备用、调峰辅助服务市场；建立富余新能源跨省消纳机制；探索建立负荷侧调节资源跨省互济机制，缓解度冬度夏负荷高峰时段的保供压力，减少各省有序用电的发生。
2025年，实现中长期电力互济交易更高频次的连续运营，推动各类调节性资源参与跨省交易，扩大绿色电力跨省消纳规模，扩大负荷侧可调节资源跨省交易，扩大绿色电力跨省消纳规模。
“十五五”期间，持续完善长三角省市间电力互济机制，形成规则体系完整、峰谷兼顾、运行灵活的区域性电力资源互济平台，服务长三角各省市经济社会高质量发展。
激励新型储能等参与长三角电力市场
为充分发挥长三角电力市场省市间协同互济作用，保障长三角地区新能源消纳，配套细则《长三角省市间富余新能源消纳互济交易规则（征求意见稿）》指出：激励各省（市）新型储能、电动汽车充电桩及其他负荷侧可调节资源参与长三角电力市场，减少全网弃风弃光。
其中，新型储能、可调节负荷可以独立主体参与市场，也可以通过聚合方式参与市场。
新型储能应为在所在省（区）电力交易机构完成注册的独立储能设施，且容量在5MW/2h以上。
长三角省市间富余新能源消纳互济交易通过市场化方式进行，在华东电力调峰辅助服务日前市场出清后，如果调峰服务购买省（市）申报的调峰需求未完全成交，新能源省内消纳无法保障时，触发启动本市场。
新型储能的申报及基准功率曲线规定如下：
新型储能根据省（市）电力调度机构安排的充放电曲线和核定的可购容量进行报价。分段申报增加充电的购电“电力-电价”曲线。
在充电状态和静置状态的新型储能增加充电进行购电申报。
型储能的基准充电功率是省（市）调度机构安排的充电曲线。
申报电价的最小单位为1元/MWh，申报电力的最小单位为10MW，不足10MW部分按单段申报，最多不超过10段。分段报价时须按照价格递减方式逐段申报，申报价格下限为100元/MWh。
卖方新能源企业申报售电“电力-电价”曲线，申报电价的最小单位为1元/MWh，申报电力的最小单位为10MW，不足10MW部分按单段申报，最多不超过10 段。分段报价时须按照价格递增方式逐段申报。
新能源消纳互济交易采用统一边际电价出清机制，分96 点出清。
买方所在电网企业按照现行结算关系负责与中标新型储能、可调节负荷结算。
卖方所在电网企业负责与中标新能源发电企业结算。
虚拟电厂、可调节负荷等互济交易
需求侧互济交易是由保供能力富余省的虚拟电厂、可调节负荷等需求侧资源主动减少用电负荷，向电力缺口省（以下简称“需求省”）让渡电能的跨省交易。
可调节负荷参与市场可提供的单次调节电量应不小于10MWh，调节功率应在5MW以上，调节可持续时间2小时以上。
不满足独立参与条件的可调节负荷，可由负荷聚合商代理参与，聚合后的单次调节电量应不小于10MWh，调节功率应在5MW以上，可持续调节时间2小时以上。
以聚合方式参与市场的，由虚拟电厂或负荷聚合商履行注册手续，并向电力调度机构传送其聚合资源及相关个体资源的运行信息。
需求侧资源互济交易的买卖双方及市场申报：
买方为需求省电网企业
需求省电网企业申报购电“电力-电价”曲线
申报电价的最小单位为1元/MWh，申报电力的最小单位为10MW，不足10MW部分按单段申报，最多不超过10段。分段报价时，买方、卖方须分别按照价格递增、递减方式逐段申报。
卖方为保供能力富余省的能够响应省级及以上电力调度机构指令的可调节负荷、虚拟电厂等需求侧资源主体。不可直接调用的可调节负荷在市场初期暂由电网企业代理作为卖方参与交易。
富余省需求侧资源申报低于基准用电功率曲线的售电“电力-电价”曲线。
需求侧互济交易采用统一边际定价出清机制，分96 点出清。
通知原文如下：
责任编辑：芯闻
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