文章核心观点 - 国家发展改革委、国家能源局印发的《电力中长期市场基本规则》是对2020年版规则的一次系统性优化 旨在通过优化制度框架、强化跨省区协同、深化现货衔接、适配新能源入市和赋能新型主体 推动全国统一电力市场建设 并对市场运行逻辑和主体参与模式产生深远影响 [2] 优化整体框架：从“交易”到“市场” - 拓宽覆盖范围 将规则名称从“电力中长期交易基本规则”修改为“电力中长期市场基本规则” 明确覆盖注册、交易、执行、结算、信息披露、风险防控全链条市场环节 [3] - 强化规则整合和体系衔接 删除与其他基本规则重复的细节条款 引用市场注册、计量结算、信息披露等基本规则 并将2024年绿电交易专章内容融入相关章节 [3] - 新增“市场技术支持系统”章节 以适配全国统一电力市场建设与多元主体参与要求 统一的技术支持系统是打破省间数据壁垒、实现“一地注册、全国共享”的核心载体 [3] 立足全国统一：强化跨省区协同 - 统一市场布局以优化全国电力资源配置 明确跨经营区交易由北京和广州电力交易中心联合组织 鼓励跨省跨区交易与省内交易联合组织 推动省间市场深度融合 [4] - 依托统一平台架构、技术标准、核心功能和交互规范的市场技术支持系统 实现经营主体“一地注册、全国共享” 各交易平台注册信息互通互认 降低经营主体的交易成本与时间成本 [4] 深化现货衔接：优化结算机制与价格形成 - 在交易时序、交易出清、市场结算等方面对齐现货市场要求 以实现中长期与现货市场高效衔接 [5] - 创新结算机制 电力中长期市场结算参考点价格可以由日前或实时市场出清价格确定 可采用差价或差量结算方式 并推动较短周期交易限价与现货交易限价贴近 [5] - 优化分时电价 明确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 由市场自主形成以反映不同时段电力供需 [5] 适配新能源入市：完善交易机制，凸显绿色价值 - 支持新能源发电企业通过灵活连续交易调整合同电量 以应对其间歇性、波动性特点及出力预测偏差 [6] - 明确绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成 且绿电环境价值不纳入峰谷分时电价及力调电费等计算 规范结算方式及绿证核发划转流程 [6] - 鼓励经营主体参与数年绿电交易 探索其常态化开市机制 支持新能源企业签订长周期绿电合同以提供长期可靠现金流和稳定长期消纳空间 [6] 赋能新型主体：激活系统调节潜力 - 将新型经营主体纳入电力市场经营主体范畴 系统界定其身份属性 [7] - 规定分散资源可与资源聚合类新型经营主体签订聚合服务合同参与市场 明确虚拟电厂等新型主体交易申报限额确定方式 [7] - 要求虚拟电厂等资源聚合类新型经营主体及分散资源按照聚合服务合同明确的电能量价格单独结算 保障其合法权益 [7] 地方实践：云南推动规则落地 - 完成省内规则体系修编 修订完善并印发省内配套细则 在交易时序衔接、结算流程优化等方面与国家规则保持高度一致 [8] - 创新不同成本电源同台竞价机制 取消燃煤发电独立电能量市场 推动水电、火电、风电、光伏等各类电源在中长期市场同台竞价 [8] - 培育新型经营主体 优化储能参与市场机制 印发虚拟电厂参与电力市场规则 明确其聚合分散资源参与市场全流程细节 [8]

文章核心观点 - 《电力中长期市场基本规则》的出台标志着中国电力市场体系从初步建成迈向高质量发展的新阶段，为构建全国统一电力市场、助力新型电力系统建设和实现“双碳”目标提供了顶层制度保障 [1] 市场运营与规则升级 - 新规则在市场运营、价格机制及规则衔接上实现“三大升级”，以夯实市场稳健运行基础并增强中长期市场的“压舱石”作用 [2] - 市场运营升级体现在细化交易组织要求，推动月内交易按日连续开市，并探索月至数年的交易连续开市，以提升交易灵活性及与现货市场的协同性 [2] - 价格机制升级着力推动中长期价格向现货价格收敛，合同电价可与月度发电成本或现货价格联动，并取消对直接交易用户分时电价水平和时段的人为规定，使价格信号更能真实反映电力商品的时空价值 [2] - 规则体系升级强化了与电力市场“1+6”基础规则体系的系统性衔接，在时序、出清、结算上与现货市场基本规则实现“时空耦合”，并与计量结算、信息披露规则协同 [3] 应对行业变革构建新体系 - 新规则旨在应对能源结构转型、市场建设阶段深化和参与主体形态变革三大时代课题，构建面向未来的中长期市场体系 [4] - 为应对能源结构转型，新规则通过丰富交易时序、连续开市、优化分时量价形成及引入合同灵活调整等机制，使中长期市场成为管理新能源不确定性和平抑风险的有效工具 [4] - 规则整合了绿色电力交易专章条款，鼓励数年绿电交易，以促进绿色价值兑现和护航新能源产业健康发展 [4] - 为适应市场建设阶段深化，规则强化顶层设计，明确要求促进跨省跨区与省内中长期交易“相互耦合”，并提出开展跨电网经营区常态化交易，以协同推进区域电力互济与调节资源共享 [5] - 为实现更大范围电力交易，规则提出了电力交易平台“四个统一”（统一平台架构、技术标准、核心功能、交互规范），为数据贯通互联和业务协同衔接筑牢技术基础 [5] - 为应对主体形态变革，规则正式赋予“新型经营主体”市场地位，将单一技术类和资源聚合类分别纳入交易体系，为分布式资源从不可控负荷转变为可控资源提供制度支撑 [6] 区域市场实践与展望 - 广东电力市场作为全国改革的先行示范区，其2023年至2025年中长期交易电量占全部市场交易电量比例约90%，有效发挥了锁定价格、平抑现货波动风险的关键作用 [7] - 新规则的颁布为广东电力市场更好融入南方区域电力市场提供了可行解，也为全国统一电力市场建设指明了方向 [7] - 下一步，广东将在南方区域电力市场总体框架下，结合本地电源结构、网架特点和市场化进程，因地制宜细化规则要求，以进一步规范交易行为、丰富交易品种和拓宽交易范围 [7]

核心观点 - 国家发改委、能源局印发《电力中长期市场基本规则》，旨在构建全国统一电力市场体系，通过“一目标、两衔接、三覆盖”的核心逻辑，促进能源安全、绿色转型和市场稳定运行 [2] - 该规则为电源投资、电网规划和新能源发展提供了明确的市场预期与制度保障，并鼓励新型经营主体参与市场 [3] - 山东电力市场已形成35项标志性成果，初步建成“全国统一电力市场省级示范”，未来将深入贯彻新规，贡献地方经验 [9] 规则核心目标 - **保供应**：建立数年、年度等电能量交易机制，鼓励签订长周期交易合约，为电源投资建设和电网规划提供明确市场预期，保障长期可靠供应 [3] - **促转型**：规范绿色电力交易机制，明确绿电环境价值独立核算、分开结算原则，鼓励参与数年绿电交易并建立合同灵活调整机制，为新能源规模化发展和消费侧绿色转型提供制度保障 [3] - **促转型**：将虚拟电厂、分布式电源等新型经营主体正式纳入市场体系，为能源结构转型注入新动能 [3] - **稳价格**：完善市场价格形成机制，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，推动价格真实反映电力商品时空价值 [4] - **稳价格**：首次提出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，为经营主体提供多样化风险管理工具，有效平抑市场价格异常波动 [4] 市场协同运行体系 - **省间与省内市场衔接**：明确提出促进跨省跨区交易与省内交易“相互耦合”，在经济责任、价格形成等方面实现动态衔接，鼓励跨省跨区与省内电力中长期交易联合组织 [5] - **省间与省内市场衔接**：鼓励区域内省间交易机制创新，协同推进区域电力互济、调节资源灵活共享，促进电力资源在全国范围内大范围优化配置 [6] - **中长期与现货市场衔接**：明确了中长期、现货市场的时序衔接、出清协调和结算对接机制，推动月内交易按日连续开市，探索月度及以上期限交易连续开市 [6] - **中长期与现货市场衔接**：明确提出设置中长期结算参考点，实现中长期与现货市场价格衔接，增强了市场价格稳定性和可预期性 [6] 全方位交易体系 - **空间覆盖**：明确建立跨电网经营区、跨省区、省内三级交易组织体系，由北京、广州电力交易中心及各省（区、市）电力交易机构协同组织，实现全国范围内电力交易全覆盖 [7] - **时间覆盖**：明确建立覆盖数年、年度、月度、月内（含多日）的全周期交易体系，各周期交易相互衔接，全面覆盖不同时间尺度的电力交易需求 [7] - **品种覆盖**：明确电力中长期交易包括双边协商、集中竞价、滚动撮合、挂牌等多种方式，多种交易方式互补，满足不同经营主体的灵活交易需求 [8] 山东市场实践与展望 - 2025年，山东认真贯彻落实全国统一电力市场建设部署，按照“统一型、标准化、规范化”路径攻坚突破，形成了35项标志性成果，初步建成了“全国统一电力市场省级示范” [9] - 山东将深入贯彻《基本规则》要求，进一步完善中长期交易机制，丰富绿色电力交易品种，强化市场风险防控，推动各类市场一体化设计、联合运营 [9] - 山东计划为服务全国统一电力市场建设贡献更多“山东智慧”和“山东方案”，助力山东“绿色低碳高质量发展先行区”建设和新型电力系统高质量发展 [9]

电力中长期市场基本规则核心观点 - 规则发布标志着电力市场化改革从“试点示范”向“全面落地”深化过渡，是规范市场秩序、优化资源配置、保障能源安全的里程碑式文件 [2] 规则体系与市场框架 - 规则是电力市场“1+6”基础规则体系的核心组成部分，强化了系统性衔接 [2] - 明确按照统一标准开展市场注册、交易组织、结算与信息披露，技术支持系统需实现统一平台架构、技术标准、核心功能和交互规范 [2] 交易体系与运行机制 - 构建“多年、年度、月度、月内”全周期交易体系，明确数年、年度交易定期开市并探索连续开市，月内交易原则按日开市 [3] - 推广分时段交易、带电力曲线签约，要求现货运行地区时段不少于24个，实现“长周期稳预期”与“短周期调偏差”的有效衔接 [3] - 电力中长期交易承担保障电力安全稳定供应、锁定市场主体预期的基础功能 [3] 市场参与主体 - 将储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体纳入市场成员范围，明确其定义、权利和义务 [4] - 区分单一技术类与资源聚合类新型经营主体，并对其参与中长期交易的路径作出明确指引，打破传统参与壁垒 [4] - 有利于通过市场价格信号激发各类资源调节潜力，为海量分布式光伏、储能、虚拟电厂等新兴业态发展提供支撑 [4] 市场品种与协同 - 明确跨电网经营区、跨省跨区及省内中长期交易的组织主体、原则和价格机制等内容 [4] - 明确跨省跨区绿电交易、省内绿电交易的参与对象、组织方式和结算原则 [4] - 强调中长期市场与现货市场在组织时序、价格限值、结算流程等方面的有序衔接 [4] 江苏市场现状与展望 - 江苏已建成全国最大省级电力市场，2025年最高负荷达15658万千瓦 [5] - 江苏市场经营主体突破18万家，全年预计省内交易规模5200亿千瓦时，绿电交易量220亿千瓦时 [5] - 规则为解决江苏电力市场发展的个性化难题提供了根本遵循 [5] - 下一步将推动规则落地，助力保障能源安全、推动能源转型，为全国电力市场建设贡献江苏经验 [5][6]

电力中长期市场基本规则修订核心观点 - 本次《电力中长期市场基本规则》的修订是对2020年版本的全面优化，旨在通过统筹市场多元主体、优化市场价格机制，夯实全国统一电力市场建设基础，标志着电力市场交易规则从业务规范到制度基石的全面升级 [3] 规则修订的主要变化与影响 - 中长期市场交易范畴扩围，明确开展跨电网经营区常态化交易，促进跨省跨区交易与省内交易相互耦合，并允许月内交易因保供、消纳需要突破输电通道常规约束，以提升全国范围内的资源配置效率 [4] - 交易周期向更长、更短双向延伸，推广多年期购电协议以稳定长期消纳空间，同时坚持月内交易按日连续开市，以提供灵活调仓机会，适应新能源全面入市的新形势 [5] - 赋予分布式新能源、储能、虚拟电厂等新型经营主体平等的市场地位，明确其权利、义务及参与方式，特别是对资源聚合类主体在合同、计量、结算等方面予以明确，以充分发挥其系统调节能力 [6][7] - 风险防控升级，对电力市场风险进行分类（如供需失衡、价格异常、不正当竞争等），旨在帮助主管部门和运营机构及时发现与化解风险，保障市场平稳运行 [7] 行业背景与规则修订动因 - 电力中长期交易是我国起步最早、范围最广、参与主体最多的交易品种，在成本传导、平衡长期供需、稳定市场预期方面起到基础作用 [3] - 我国能源资源与社会经济呈逆向分布，且清洁能源装机占比持续上升，新能源新增装机连续两年超3亿千瓦，其间歇性、波动性特征对系统安全稳定运行带来挑战，需从计划为主过渡到市场为主的全国优化模式 [4] - 新能源上网电价改革落地，新能源面临全面进入市场交易的新形势，其出力特性对中长期灵活交易的需求更高 [5] - 新型电力系统加速构建，系统对灵活性资源需求大幅增加，需挖掘配网层面的分布式新能源、储能、虚拟电厂等小微调节主体 [6] 对市场经营主体的要求与机遇 - 市场主体需增强市场信息收集与互通能力，市场信息披露工作将更加重要，供需形势研判需向省内、省间并重发展 [4] - 市场主体需既增强对长周期市场走势的宏观判断，又提升短周期供需平衡与价格预测的微观能力 [5] - 对于新型经营主体，如何实现其调节价值成为新的战略增长点，单一技术类主体需分类制定市场策略，资源聚合类主体需通过优化工艺流程等方式释放被聚合资源的调节能力 [6][7]

电力中长期市场新规发布 - 国家发展改革委与国家能源局联合发布新版《电力中长期市场基本规则》，旨在规范电力中长期交易行为，推进全国统一电力市场建设 [1] - 电力中长期交易是指对未来某一时期内交割电力产品或服务的交易，时间维度涵盖数年、年、月、月内（含旬、周、多日）等 [1] 规则修订背景与市场现状 - 新版规则是对2016年及2020年版本《电力中长期交易基本规则》的修订 [1] - 修订背景是新型电力系统和电力市场建设深化，新型储能、分布式电源、虚拟电厂等新型主体加速入市，市场基础条件发生较大变化 [1] - 2025年前三季度，全国中长期交易电量占市场总交易电量的95.9% [1] 规则修订的核心方向与内容 - 规则适应电力市场建设“当前”和“长远”需要，系统规范电力中长期交易业务各环节 [2] - 纳入跨电网经营区常态化交易、区内省间灵活互济交易等机制 [2] - 增加结算参考点等要求以适应现货市场发展 [2] - 细化电力市场风险防控要求 [2] - 承接未来5年中长期市场发展，增加新型经营主体参与中长期交易等概括性、前瞻性条款 [2] 交易机制优化与市场衔接 - 推动中长期交易向“更长”和“更短”周期延伸，鼓励开展多年期交易，以强化其“压舱石”作用 [2] - 明确中长期连续运营要求，进一步缩短交易周期、提高交易频次，推动按日连续交易 [2] - 提升中长期市场灵活性，促进与现货市场的协同衔接 [2]

文章核心观点 - 国家发展改革委与国家能源局印发修订后的《电力中长期市场基本规则》，旨在通过制度创新解决市场衔接不畅与协同不足的问题，构建更完备的电力中长期交易制度体系，为全国统一电力市场体系建设和电力市场向纵深发展提供重要制度保障 [3] 《规则》锚定统一电力市场建设核心目标 - 全国统一电力市场建设已取得重要进展：市场化交易电量已突破22亿千瓦时，保供稳价能力增强，能源绿色转型支撑作用深化，跨省区资源优化配置作用有效发挥 [4] - 《规则》通过三项统一举措夯实建设基础：统一市场成员分类，将分布式电源、储能、虚拟电厂等新型经营主体纳入规范管理；统一技术标准体系，要求电力交易平台实现“四统一”；统一交易时序规则，明确数年、年度、月度定期开市与月内按日连续开市的协同机制 [5] 《规则》重点完善时空维度的衔接机制 - 在空间维度，构建跨电网经营区、跨省跨区和省内有序衔接的交易体系，明确由北京、广州两大电力交易中心联合组织跨电网经营区交易，鼓励跨省跨区与省内交易联合开展及机制创新 [6] - 在时间维度，构建覆盖数年、年度、月度到月内的全时序衔接市场机制，强化中长期市场在平衡长期供需中的基础作用并推广多年期购电协议，同时推动市场向更高频次演进，创新月内交易按日连续开市机制 [7] 《规则》强化各类交易品种的协同运营 - 在与绿电交易的协同中，单设绿色电力交易章节，明确其作为独立交易品种，交易标的为绿色电力及对应环境价值，并提供国家核发的绿证，实现环境价值可追踪溯源，价格由电能量价格与环境价值组成且分开结算 [8] - 鼓励开展数年绿电交易，探索常态化开市机制，为新能源项目提供长期收益保障 [9] - 在与现货市场的衔接上，要求统筹推进中长期与现货市场建设，明确中长期结算参考点的设置，其价格可由日前或实时市场出清价格确定，构建价格传导和结算协同机制 [9] - 提出逐步推动月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货限价贴近，通过价格机制动态协调防范市场套利，提升协同运营水平 [9] 总结与展望 - 《规则》的发布标志着电力中长期市场建设进入规范化、系统化、协同化发展新阶段，巩固了其作为市场“压舱石”的基础性作用 [10] - 未来需持续深化电力市场一体化设计，完善中长期、现货及辅助服务市场之间的协同运营机制，细化组织时序、出清方式、价格衔接和风险防控等方面的联动，以市场化方式破解新能源消纳、跨区域互济等关键问题 [10]

文章核心观点 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《电力中长期市场基本规则》，旨在加快推进全国统一电力市场体系建设，规范交易行为，该规则将于2026年3月1日起施行，有效期5年 [1] - 此次修订是为了适应新型电力系统建设、发用电计划全面放开、新能源全量入市等市场基础的重大变化，更好地满足全国统一电力市场建设的新形势与新要求 [1] 规则修订的主要方向 - **适应市场当前与长远发展**：纳入跨电网经营区常态化交易、区内省间灵活互济等机制，增加结算参考点以适应现货市场，系统规范交易各环节并细化风险防控要求，同时增加新型经营主体参与交易等前瞻性条款 [2] - **优化基础规则体系**：将原绿色电力交易专章内容合并融入交易品种与组织章节，删减已在其他规则中明确的市场注册、信息披露等内容，强化“1+6”基础规则体系的统筹衔接 [2] - **延伸交易周期与频次**：鼓励开展多年期交易以强化中长期交易“压舱石”作用，明确中长期连续运营要求，进一步缩短交易周期、提高交易频次，推动按日连续交易以提升市场灵活性并促进与现货市场协同 [2] 市场体系构建与平台要求 - 着力促进跨省跨区交易与省内交易相互耦合，推动跨电网经营区常态化交易，鼓励区域内省间交易机制创新，以优化更大范围的电力资源配置 [3] - 明确电力交易平台需实现“四统一”，即统一平台架构、技术标准、核心功能、交互规范，以支撑全国统一电力市场数据的纵向贯通与横向互联 [3] 市场主体与交易品种的更新 - **市场主体范围扩容**：正式将分布式光伏、储能等单一技术类主体，以及虚拟电厂、智能微电网等资源聚合类主体纳入市场成员，明确其权利义务，支持分散资源通过聚合服务参与市场交易 [4] - **交易品种与周期优化**：明确电力中长期交易涵盖数年、年度、月度、月内等多周期，其中月内交易原则上按日连续开市，以提升交易灵活性 [4] - **绿色电力交易机制细化**：明确绿电交易价格由电能量价格与环境价值组成，实行分开结算，确保环境价值可追踪溯源，绿证随交易同步划转，助力“双碳”目标实现 [4] 市场运行与监管 - 国家发展改革委与国家能源局将密切关注电力中长期市场运行情况，充分发挥派出机构作用，督促市场运营机构规范组织交易、各类经营主体规范参与市场，并对市场运行情况进行监管 [4] 行业背景与数据 - 新一轮电改以来，国家发展改革委与国家能源局已先后于2016年、2020年制定修订《电力中长期交易基本规则》，为市场健康发展奠定基础 [1] - 数据显示，今年前三季度全国中长期交易电量占市场总交易电量的95.9% [1]

规则修订背景与目的 - 新一轮电改以来 中长期交易规则于2016年和2020年制定修订 为电力市场健康发展奠定基础 今年前三季度全国中长期交易电量占市场总交易电量的95.9% [3] - 为落实二十届三中全会关于构建全国统一大市场及建设全国统一电力市场的部署 需推动市场基础制度规则统一 电力中长期市场是其重要组成部分 [3] - 新型电力系统建设深化 发用电计划全面放开 新能源全量入市 现货市场全面覆盖 绿电交易增长 新型储能等新主体加速入市 市场基础条件发生较大变化 [3] - 2020年6月印发的《电力中长期交易基本规则》有效期五年已到期 需修订以适应全国统一电力市场建设的新形势新要求 [3] - 修订旨在推进全国统一电力市场建设 规范交易行为 保护市场主体合法权益 [4] 规则主要修订内容 - 规则共13章98条 涵盖总则 总体要求 市场成员 交易品种和价格机制 交易组织 交易校核 合同管理 计量和结算 信息披露 市场技术支持系统 风险防控及争议处理 法律责任 附则 [5] - 适应电力市场当前与长远需要 纳入跨电网经营区常态化交易 区内省间灵活互济交易等机制 增加结算参考点等要求以适应现货市场发展 系统规范交易各环节 细化风险防控要求 增加新型经营主体参与交易等前瞻性条款 [5] - 做好基础规则体系衔接 将原规则中绿色电力交易专章内容合并融入交易品种与组织等章节 删减已在其他基本规则中明确的市场注册等内容 强化“1+6”基础规则体系统筹 [5] - 推动中长期交易向更长和更短周期延伸 鼓励开展多年期交易以强化其“压舱石”作用 明确中长期连续运营要求 进一步缩短交易周期 提高交易频次 推动按日连续交易 以提升市场灵活性并促进与现货市场协同 [6] 规则落实与监管 - 国家发展改革委 国家能源局将密切关注市场运行 发挥派出机构作用 督促市场运营机构规范组织交易 各类主体规范参与 并对市场运行情况进行监管 [8] - 国家能源局派出机构会同政府主管部门将组织电力交易机构根据规则拟定各地和区域电力中长期市场实施细则 确保与基本规则一致 实施细则需报国家发展改革委 国家能源局备案后施行 [8]

湖南省电力市场新规核心观点 - 湖南省正式发布电力市场系列试行规则，涵盖电力中长期、现货、调频辅助服务、零售等多个市场类型，标志着省内电力市场体系进入规范化、精细化运行新阶段 [1] - 规则明确将储能企业、虚拟电厂、聚合商等新型主体纳入各市场参与范围，并详细规定了其参与方式、技术参数和价格机制，为新型主体参与市场交易提供了清晰的制度保障 [2][3] - 市场规则在技术参数上进行了精细化设定，例如调频辅助服务市场对不同电源类型的响应时间、申报价格区间、出清容量上限等均有明确要求，并相比征求意见稿有所调整 [5][6] - 规则注重市场间的衔接与协调，明确现货市场运行期间不再单独开展省内调峰交易，并规定独立新型储能需按日选择参与现货市场或调频辅助服务市场，不可同时参与 [8][9] 市场参与主体 - 电力中长期市场参与主体包括储能企业、聚合商、虚拟电厂和智能微电网等 [2] - 电力现货市场参与主体包括独立新型储能和虚拟电厂等 [2] - 电力调频辅助服务市场参与主体包括火储联合、独立储能、虚拟电厂等 [2] 电力中长期市场交易内容 - 交易价格在"分时段交易基准价+上下浮动"范围内形成 [3] - 鼓励市场成员主动参与调峰 [3] 电力现货市场交易内容 - 对独立新型储能的准入规模要求为不小于5兆瓦/10兆瓦时 [3] - 独立新型储能按日自主选择以报量不报价方式参与市场，其充放电结算价格采用所在节点日前市场每小时的平均节点电价 [3] - 虚拟电厂同样以报量不报价方式参与，其结算价格采用日前市场统一结算点电价 [3] 电力调频辅助服务市场交易内容 - 对不同机组的考核响应时间有明确要求：燃煤、火储、燃气机组为60秒，水电机组为20秒，储能机组为5秒 [5] - 电网侧独立储能调频容量要求不小于10兆瓦，持续时间不低于1小时 [5] - 调频里程价格申报区间设定在4-15元/兆瓦 [5] - 调频单元出清容量上限设定为10兆瓦 [5] - 储能中标容量占总需求比例上限设定为40% [5] - 相比6月征求意见稿，调频单元出清容量上限从15兆瓦调整至10兆瓦，调频里程价格申报下限从3元/兆瓦调整至4元/兆瓦 [5] - 规则设定了详细的调频性能指标参数，如调节速率权重系数0.4、响应时间权重系数0.3、调节精度权重系数0.3、综合调频性能指标准入门槛Kd为0.3等 [6] 市场衔接机制 - 现货市场运行期间，不再单独开展省内调峰辅助服务交易 [9] - 现阶段，调频辅助服务市场与现货市场采用单独出清的方式运行 [9] - 独立新型储能必须且仅能按日选择参与现货市场或调频辅助服务市场中的一项 [9] 调峰辅助服务市场 - 湖南省内调峰辅助服务市场价格上限设定为不高于省内平价新能源项目上网电价450元/兆瓦时 [10] - 火电调峰报价实行分档限额：第四档（负荷率30%-35%）报价限额为400元/兆瓦时，第五档（负荷率<30%）报价限额为450元/兆瓦时 [11] - 新型储能的调峰报价限额为450元/兆瓦时 [11] - 负荷侧经营主体报价限额设定在100元/兆瓦时至260元/兆瓦时之间 [11] - 该细则自发布之日起实施，并同时废止了此前的相关试行细则 [10]