T-CS 229-2025 贵州分布式电力交易实施指南

T/CS229—2025贵州分布式电力交易实施指南ImplementationguidelinesfordistributedpowertradinginGuizhou（正式实施版）2025-XX-XX发布2025-XX-XX实施中国商品学会归口贵州电力交易中心有限责任公司提出并起草前言本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由贵州电力交易中心有限责任公司提出。本文件由中国商品学会归口。本文件起草单位：贵州电力交易中心有限责任公司。本文件主要起草人：何登、陈仕军、韦雪晴。本文件旨在规范贵州省分布式电力交易活动，明确交易流程、市场主体权利义务、交易品种及结算监管要求，推动分布式新能源高效消纳，优化电力资源配置，助力贵州电力市场高质量发展，为分布式电力交易提供统一、可操作的实施依据。1范围本文件提供了贵州省分布式电力交易的指导和建议，明确了总体原则、市场主体管理、分阶段交易实施路径、分布式交易品种体系、收益保障、结算与监管等核心内容。本文件适用于在贵州省行政区域内开展的各类分布式电力交易活动，涵盖分布式新能源主体、聚合商、售电公司、电力用户、电网企业、调度机构等所有参与分布式电力交易的市场主体，以及交易组织、结算、监管等相关环节。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T1.1—2020标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则GB/T41236—2022能源互联网与分布式电源互动规范GB/T33592分布式电源并网运行控制规范GB/T33593分布式电源并网技术要求《国家发展改革委国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）《贵州省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》（黔发改价格〔2025〕659号）《贵州省新能源可持续发展价格结算机制实施细则（试行）》3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1分布式电力接入35kV及以下电压等级电网、位于用户附近、以就地消纳为主的电源所生产的电力，包括太阳能、风能、生物质能、水能等新能源类型，以及资源综合利用发电等分布式电源产生的电力，其并网运行应符合GB/T33592和GB/T33593中相关规定。3.2分布式电力交易分布式电源主体、聚合商、售电公司、电力用户等市场主体之间，围绕分布式电力的生产、消纳、交易开展的各类市场化交易活动，包括能量块交易、消纳交易等多种形式。3.3分布式电力能量块交易指分布式新能源与具有调减持仓曲线需求的发电企业、调增持仓曲线的售电公司或用户、常规购电需求的售电公司或用户进行的标准能量块交易。3.4分布式新能源消纳交易指当分布式新能源受限时，分布式新能源与储能或电力用户通过购买充电服务或用户增加用电服务来增加消纳的交易。3.5聚合商具备分布式新能源运行和计量信息采集能力，能实现与分布式新能源主体、调度机构、营销系统远程通信，拥有独立著作权聚合软件（平台），并受分布式新能源主体委托参与电力交易的法人主体。3.6价格接受者指未参与市场化报价，自愿按照市场平均电价或规定电价结算的分布式新能源主体。4总体原则4.1安全可靠原则保障电能生产、输送和使用的动态平衡，严格遵循电力系统运行客观规律，确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，防范交易过程中的安全风险。4.2市场导向原则发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，营造公开、公平、公正的市场环境，以价格信号引导电力生产和消费，激发各类市场主体活力，提升电力系统运行效率。4.3绿色发展原则推动分布式新能源、售电公司、批发用户等主体实现绿色价值在各环节顺畅传导，促进分布式新能源高效消纳，减少弃电现象，助力“双碳”目标实现，推动电力行业绿色低碳发展。4.4规范监管原则加强电力市场监督管理，完善监管措施和技术手段，对安全管控、调度运行、市场交易、费用结算、信息披露等环节实施全过程监督管理，保障市场平稳、规范、有序运行。5市场主体管理参与贵州省分布式电力交易的市场主体包括分布式新能源主体、聚合商、售电公司、电力用户、电网企业、调度机构等，各类主体应符合准入条件并按规定完成注册，履行相应权利义务。5.1分布式新能源主体5.1.1准入条件5.1.1.1具有独立法人资格或自然人身份，所建分布式新能源项目已完成备案手续，符合国家及贵州省产业政策、环保要求和电网并网标准。5.1.1.2配备独立计量表计，能够实现发电量、上网电量、下网电量单独计量，具备数据远程传输能力，计量数据真实、准确、可追溯。5.1.1.3分布式新能源项目已完成并网验收，符合电网安全运行要求，具备持续稳定发电能力。5.1.2注册流程5.1.2.1分布式新能源主体需在贵州电力交易平台完成注册，按要求提交项目备案文件、发用电户号、计量装置校验报告、并网验收证明等相关材料。5.1.2.2贵州电力交易中心对注册材料进行审核，审核通过后完成注册登记，向主体发放注册凭证；审核未通过的，一次性告知需补充的材料。5.1.2.3注册后原则上不得退市，除非发生企业破产、设备退役、项目注销等特殊情况，需按规定提交退市申请，经审核通过后方可退市。5.2聚合商5.2.1准入条件5.2.1.1具备独立法人资格，资产总额、从业人员等要求参照售电公司相关标准，按代理电量提交履约保函或保险，具备相应的履约能力。5.2.1.2具备分布式新能源运行和计量信息采集能力，能够实现与分布式新能源主体、调度机构、营销系统的远程通信，可通过电力数据增值分析服务获得相关数据。5.2.1.3拥有具有独立著作权的聚合软件（平台），能够实现分布式新能源电量聚合、交易申报、数据统计等功能，保障自身及所代理主体的数据安全。5.2.2聚合规则5.2.2.1聚合商与分布式新能源主体应通过电子合同确立代理关系，明确双方权利义务、代理范围、交易方式、收益分配等核心内容。5.2.2.2同一交易周期内，一个分布式新能源项目仅可委托一家聚合商代理交易，不得同时委托多家聚合商。5.2.2.3聚合单元原则上不超出同一220kV变电站供电区域，实行“聚合交易、分别结算”模式，聚合商负责统一申报交易，各分布式新能源主体分别进行费用结算。5.3其他市场主体5.3.1售电公司、电力用户、电网企业、调度机构等市场主体，应符合国家及贵州省电力市场相关准入要求，按规定完成注册或备案，履行相应的交易、调度、结算、服务等职责。5.3.2售电公司可作为买方参与分布式电力交易，需具备相应的购售电资质和履约能力；电力用户可直接或通过售电公司参与分布式电力交易，优先消纳本地分布式新能源。5.3.3电网企业负责分布式电力的传输、计量、结算辅助等工作，配合开展交易组织和监管工作；调度机构负责电力系统调度运行，保障分布式电力安全并网和消纳。6分阶段交易实施路径结合贵州省分布式新能源发展现状和电力市场建设进度，分三个阶段推进分布式电力交易，逐步实现全量分布式新能源入市，构建完善的交易体系。6.1第一阶段：10kV及以上工商业分布式新能源入市6.1.1适用范围：10kV及以上电压等级的工商业分布式新能源项目，包括工商业光伏、风电等分布式电源。6.1.2交易方式：此类项目的上网电量，可自主选择直接参与市场化交易或作为价格接受者参与交易。6.1.3结算规则：直接参与者通过双边协商、挂牌等市场化方式形成交易电价；价格接受者按直接参与者月度平均电价结算；未参与交易的剩余电量，由电网企业按燃煤基准价收购。6.2第二阶段：全量工商业分布式新能源入市6.2.1适用范围：扩大至所有工商业分布式新能源项目，包括10kV以下电压等级的工商业分布式新能源项目。6.2.2交易方式：10kV及以上项目需参与中长期带曲线交易，并以“报量不报价”方式参与日前现货市场；10kV以下项目可自主选择参与方式，可委托聚合商代理交易。6.2.3结算规则：实行偏差电量双偏差结算，即实际发电量与申报发电量的偏差部分，按现货市场相关规则进行结算。6.3第三阶段：全量分布式新能源入市6.3.1适用范围：除扶贫光伏外的所有分布式新能源项目，包括户用光伏、工商业分布式新能源等各类项目。6.3.2交易方式：户用光伏作为价格接受者参与市场交易，由聚合商统一代理；其他分布式新能源项目可自主选择直接参与或委托聚合商代理，参与中长期交易、现货交易、能量块交易等多种交易类型。6.3.3目标：实现分布式新能源全量参与电力市场，形成多品种、全周期、多元化的交易体系，提升分布式新能源消纳效率和市场化水平。7构建分布式交易品种体系结合贵州省分布式电力特点和市场需求，构建以能量块交易、消纳交易为核心的分布式交易品种体系，满足不同市场主体的交易需求，促进分布式新能源消纳。7.1分布式电力能量块交易体系7.1.1交易目的促进不同市场主体与分布式新能源开展交易，在实现分布式新能源市场化消纳的同时，满足不同市场主体中长期合同曲线精细化调整需求，提升电力市场灵活性。7.1.2市场主体卖方为分布式电源主体（可直接参与或通过聚合商代理）；买方包括有合同曲线调整需求的发电企业、售电公司、电力用户，以及有常规购电需求的各类主体。7.1.3交易标的交易标的为执行日按小时计量的电能量，单位为1h×MWh，明确交易的年、月、日、时，确保交易标的清晰可追溯。7.1.4交易申报申报内容包括执行日每小时1MWh标准能量块的数量、价格等信息，交易电量最小单位为1MWh。电力用户、售电公司、批发侧发电企业仅可作为买方，进行购入交易；分布式电源主体仅可作为卖方，进行售出交易。7.1.5交易方式7.1.5.1双边协商或挂牌方式：定期开市，市场主体通过贵州电力交易平台，发布购入或售出的能量块数量、价格等邀约信息，符合资格要求的另一方提出接受要约的申请，达成交易。7.1.5.2滚动撮合方式：市场主体在规定起止时间内，可随时提交购入或售出信息，贵州电力交易平台按照“时间优先、价格优先”原则进行滚动撮合成交。7.1.5.3多日滚动撮合方式：市场主体可在执行日前5天至执行日前2天的工作日，开展执行日的能量块交易，提升交易灵活性和及时性。7.1.6结算规则现货市场试运行期间或正式运行后，分布式电力能量块交易按现货市场结算规则执行；现货市场未运行期间，按中长期交易结算规则执行。7.2分布式新能源消纳交易体系7.2.1交易目的促进分布式新能源消纳，减少新能源弃电现象，充分发挥分布式新能源的绿色价值，推动新能源高质量发展。7.2.2市场主体买方为分布式新能源主体（可直接参与或通过聚合商代理）；卖方为能够增加用电负荷的电力用户和储能主体，具备响应消纳邀约的能力。7.2.3交易周期根据分布式新能源的消纳情况，由贵州电力交易中心适时组织开展日前邀约交易，确保及时消纳富余分布式新能源电量。7.2.4交易方式贵州电力交易平台动态评估分布式新能源消纳能力，向同一台区的电力用户和储能主体发布动态邀约，邀约价格由分布式新能源主体提出，通常低于标杆电价，提升交易吸引力。7.2.5结算规则7.2.5.1分布式新能源正常上网电量，按标杆电价或协议电价结算；7.2.5.2邀约增加的消纳电量，按邀约价格结算；电力用户和储能主体响应邀约增加的用电量，按邀约价格结算。8收益保障建立健全分布式电力交易收益保障机制，通过政府授权合约、差价结算等方式，保障分布式新能源主体合理收益，激发市场主体参与积极性。8.1政府授权合约机制8.1.1政府根据分布式新能源项目的平均经济技术水平、合理收益，结合用户侧承受能力，确定不同项目类型、不同建设时间的分布式发电项目整体合理电价（以下简称“政府授权合约目标电价”）。8.1.2每年年度交易前，由政府相关部门出台本年度政府授权合约相关规则，明确适用项目类型、建设时间、政府授权合约目标电价等核心内容。8.1.3分布式新能源主体可自愿参与政府授权合约，签订相关协议，保障自身合理收益；未参与政府授权合约的主体，按市场化交易价格结算。8.2差价结算保障8.2.1存量分布式新能源项目，机制电价按0.3515元/千瓦时执行；增量分布式新能源项目，机制电价通过同类型项目自愿参与竞价形成，具体按照相关竞价实施细则及公示结果确定。8.2.2月度机制电量根据分布式新能源项目实际上网电量和机制电量比例计算，一个自然年内，月度机制电量之和不得超过竞价时年度中标规模，机制电量=月度上网电量×月度机制电量比例（月度比例与年度比例一致）。8.2.3电网企业根据机制电价、市场交易均价计算机制电量差价电费，差价电费=机制电量×（机制电价-市场交易均价），按月进行结算。8.3其他保障措施8.3.1分布式新能源项目调试运行期上网电量，不纳入机制电量，由电网企业收购，纳入代理购电电量来源，按相关结算规则执行。8.3.2所有参与机制电量结算的新能源企业，均应与电网企业签订差价协议，明确结算双方主体信息、电源类型、机制电量规模、机制电价、结算要求等核心内容。8.3.3纳入机制的新能源上网电量不再参加绿电交易，电网企业按月推送机制电量至交易中心，用于绿证结算电量核算。9结算与监管建立规范的结算机制和全方位的监管体系，确保分布式电力交易公平、公正、有序开展，保障各方主体合法权益。9.1结算管理9.1.1结算主体贵州电力交易中心负责组织分布式电力交易的结算工作，电网企业负责市场外差价结算、价格接受者项目的电能量结算，以及差价结算费用的传导。9.1.2结算周期分布式电力交易结算实行按月结算，每月结束后规定时间内，贵州电力交易中心、电网企业分别出具结算单，明确结算电量、电价、费用等信息。9.1.3结算规则9.1.3.1直接或聚合参与市场交易的新能源项目，由贵州电力交易中心按照贵州省电力市场相关规则开展结算；作为价格接受者的新能源项目，由电网企业接收交易中心推送的市场价格后开展结算。9.1.3.2现货市场运行期间，价格接受者具备分时计量条件的，采用所在节点分时电价结算；不具备分时计量条件的，按对应