陕西中长期交易：储能/虚拟电厂可参与，逐步推动月内中长期与现货限价贴近

来源：市场资讯

（来源：储能与电力市场）

储能与电力市场获悉，2月28日，国家能源局西北监管局、陕西省发展和改革委员会发布关于印发《陕西省电力中长期市场实施细则》的通知。本细则适用于陕西省内电力中长期市场的注册、交易、执行、结算、信息披露和监督管理，包括跨省跨区电力交易省内执行部分，以及批发市场与零售市场、代理购电等的衔接。

经营主体包括参与电力中长期市场的发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体。单一技术类新型经营主体主要包括分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源和可调节负荷；资源聚合类新型经营主体主要包括虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网，配电环节具备相应特征的源网荷储一体化项目可视作智能微电网。

燃煤发电、新能源发电项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场。

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。

直接参与电力中长期市场的电力用户全部电量可通过批发市场或零售市场购买，但不得同时参与批发市场和零售市场。分布式新能源项目全部电量可通过批发市场直接售出，或通过零售市场聚合后售出，但不得同时参与批发市场和零售市场。

同一经营主体可以选择买入或卖出电量，但在同一交易序列同一时段只能选择买入或卖出一种行为。

分布式新能源可通过以下两种方式参与市场交易：

直接参与批发市场交易：分布式新能源在电力交易平台完成注册后，以发电主体身份直接参与市场交易。

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市场交易。“全额上网”的分布式新能源如选择作为发电类资源由虚拟电厂聚合，需具备由虚拟电厂实时调控的能力。“自发自用、余量上网”的分布式新能源由虚拟电厂聚合，不受电压等级要求限制，与所属用户作为整体被同一经营主体聚合。

除执行政府定价的电量外，电力中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场形成，第三方不得干预。

绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成，并在交易中分别明确。绿电环境价值不纳入峰谷分时电价机制以及力调电费等计算，具体按照国家有关政策规定执行。

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。

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。

中长期合同电价可签订固定价格，也可签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。

独立储能充放电部分作为同一交易单元，按照本细则规定参与中长期交易。独立储能分时最大可购入电量为独立储能额定最大充电功率×执行周期天数×小时，分时最大可售出电量为独立储能额定最大放电功率×执行周期天数×1小时。

独立储能全月所有时段累计净购入电量上限为独立储能额定容量×当月天数×N；独立储能全月所有时段累计净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。

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，参考点价格可以由日前或实时市场出清价格确定。

市场初期，中长期结算参考点现货电价暂统一确定为全网发电侧实时市场出清节点电价加权均价。

电力中长期市场结算可按差价结算或差量结算方式开展。

1月26日，国家能源局西北监管局发布关于征求陕西电力中长期市场实施细则（征求意见稿）意见建议的通知。详见：陕西、宁夏、青海中长期细则发布，陕西绿电直连纳入新型主体，推出两类标准化价格机制

原文如下：