河北南网新型主体参与电力市场政策研究及实践

河北南网新型主体参与电力市场政策研究及实践2025年4月电力市场进展及政策概述新型主体参与市场市场交易政策未来展望07促进电力系统向清洁低碳、安全高效转型序号特点目的1模拟试运行现货交易结果不执行、也不结算是检验交易系统功能是否正常2022年12月启动首次模拟试运行2调电试运行现货交易结果实际执行、但不结算检验交易结果能否满足电网运行要求，检验市场化调度生产组织流程的适用性和市场化电力电量平衡机制的有效性2023年5月首次调电试运行3结算试运行现货交易结果实际执行、按现货价格实际结算在发电和用电两侧产生2024年开展长周期结算试运行，2025年3月开始连续结算试运行。正式运行山西、山东、甘肃、广东、蒙西2025年2月9日，国家发展改革委国家能源局印发《2025年2月9日，国家发展改革委国家能源局印发《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),按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。2025年3月27日，国家发展改革委国家能源局印发《关于推进虚拟电厂发展的指导意见》(发改能源〔2025〕357号),作为我国第一份针对虚拟电厂的国家级专项政策，将为推进虚拟电厂规范化、规模化、市场化、常态化发展提供重要指导，为助力全国统一电力市场构建、新型电力系统建设和能源电力清洁低碳转型提供重要支撑。技术融合创新的价值高地，对于运营商来说需要增强复杂市场环境交易决策、多类型资源优化协调控制等关键技术的研发应用以提升自身盈利水平，对于电网企业来说也需要增强资源可信调节能力感知、多类型资源安全稳定运行技术来确保虚拟电厂调节作用可靠发挥。源发电装机规模约力总装机规模40%以2机超55%,最大出力占全网负荷的70%,97%以上。时、同比增长65%。绿电交易176.8万张、同比增长80%。2.新能源参与电力市场，市场化电量占比提升至30%(风)、60%(光);在”双碳”目标下，风力发电和光伏发电等发电方法因其清洁和环保的特性而在全球范围内迅速发展，可再生能源占比不断提升，虚拟电厂通过聚合分布式资源(如光伏、储能、负荷)参与电力市场，成为提高系统灵活性和经济性的关键。请输入关键字首请输入关键字首页信息公开领导活动新闻中心能源要闻在结您当前位置：首页>正文目录项的基本信息国家能源局关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见国能发法改〔2024〕93号新型经营主体是具备电力、电量调节能力且具有新技合商)和智能微电网。河北南部电网省调直调光伏(不含扶贫容量部分)、风力发电场站自全部容量取得或者豁免电力业务许可证(发电类)后次月起，按照上网电量一定比例参与市场化集中式风电夏冬20%、夏冬20%、春秋30%;无补贴光伏可拓展至集中式光伏夏冬40%、春秋60%分布式光伏参与市场化交易按照分布式光伏/开展分布式光伏聚合试点交易(10kV及以上工商业，1月1日起增量，7月1日起存量)注：冬季(1-2月、12月)、夏季(6-8月)、春季(3-5月)、秋季(9-11月)。平谷平平尖平谷平平尖平谷平谷平平谷平谷平平谷平谷平谷平峰尖谷平峰尖峰平谷平峰尖平谷平谷平峰10月平谷平谷平峰11月平谷平谷平峰12月平谷平谷平峰尖〔2022〕1364号)执行。即：夏季(6、7、8月):低谷0—8时；平段8—15时、23—24冬季(1、2、12月):低谷1—6时、12—15时；平段0—1其他月份(3、4、5、9、10、11月):低谷1—6时、12—标准(元/兆瓦时)入市前全部上网电量标杆电价不分时入市后非市场化电量标杆电价不分时市场化电量市场形成电价中长期执行尖峰平谷分时；现货出清电价中长期以平段电价基准，按比例浮动；现货0-1200元/兆瓦时%%%%%0.1%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%0.1%%%%%%%%%%%%0.1%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%10月%%%%%9.1%%%%%%%11月%%%%%%%%%%%12月%%%%%%%%%%%2024年1月27日，河北省发改委出台《关于制定支持独立储能发展先行先试电价政策有关事项的通知》,从明确独立储能项目充放电价格政策、建立独立储能容量电价激励机制两方面政策性支持独立储能发展。结合此前发布的《2024年河北南部电网独立储能参与电力中长期交易方案》中已明确的独立储能可参加中长期电能量市场和容量租赁市场，在河北南网地区独立储能通过“电能量交易+容量租赁交易+容量补偿”的盈利模式基本建立，进一步完善的政策机制有望激励河北南网独立储能的开发建设。冀发改能价〔2024〕172号各市(含定州、辛集市)发展改革委(局)、雄安新区改革发展宾发改能价〔2025〕366号关于完善独立储能先行先试电价政策关于完善独立储能先行先试电价政策各市(含定州、辛集市)发展改革委(局),雄安新区改革发展局，国网河北省电力有限公司、国网寞北电力有限公司、相关储能企业：根据国家发展改革委、国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕1051号)、《关于进一步推动独立储能参与电力市场和调度运用的通知》(发改办运行〔2022〕475号)、国家能源局《关于印发《发电机组进入及退出商业运营办法》的通知》(国能发监管规〔2023〕48号)有关“源网荷储”邀约邀约断负荷需求侧市场化手段调节市场供需，负荷聚合商OR虚拟电厂运营商电力调峰辅助服务市场运营规则(修订稿)第一章总则第一条为建立辅助服务市场化新机制，发挥市场在调峰资源配置中的决定性作用，充分挖掘河北南网调峰资源，保障河北南网安全稳定运行，提升风电、光伏等新能源消纳空间，实现调峰责任在不同发电企业之间的公平分摊，制定本规则。体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及其相关配套文件、《电收购管理办法》(发改能源〔2016〕625号)、《国家能源局关于印发2017年体制改革工作要点的通知》(国能综法改〔2016〕57号)、〔2017〕67号)、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43号)、《关于印发《贯彻落实《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》2019-2020年行动计划》的通知》(发改办能源〔2019〕725号)以及国家相关法律、法规制定。第三条本规则适用于河北南网区域的并网发电机组、第三方辅助服务提供商主体(以下简称“第三方独立主体”)参加的辅助服务交易行为。河北南网辅助服务市场所有成员必须遵守本规则。第一条为助力“碳达峰、碳中和”目标实现，推动将需围，建设运营需求响应市场，发挥市场在资源配置中的决定性作用，特制定本规则。第二条本规则依据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及其相关配套文件、《电力监管条例》(国务院令第432号)、《2030年前碳达峰行动方案》(国发〔2021〕23号)、《关于深入推进供给侧结构性改革做好新形势下电力需求侧管理工作的通知》(发改运行规〔2017〕1690号)、《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》(发改能源〔2022〕206号),以及国家相关法律、法规制定。第三条本规则适用于河北省区域的电力用户、负荷聚合商参加的需求响应市场交易行为。河北省所有参与需求响应的市场成员需遵守本规则。第四条需求响应是指电力用户、负荷聚合商根据本规则确定的经济激励机制，按照电力供应对负荷调整的需求，通过改变原有用电方式，自愿调整用电负荷，并按规则获得经济奖励的一种行为。河北南网电力市场交易体系河北南网电力市场交易体系1.年度交易2.月度交易4.日交易双边协商集中竞价滚动撮合滚动撮合每年开展一次，标的物为次年度电量每月开展一次，标的物为次月电量按旬(周)开展，标的物为次旬电量按日开展，标的物为运行日电量发电侧仅可作为售电方，用户侧仅可作为购电方发电侧仅可作为售电方，用户旬(周)交易时，实现电能量交易与合同交易融合开市。发用两侧市场主体进行交易申报时可以选择作为购电方或者售电方参与交易，但对同一交易批次同一时段，只能选择购电方或者售电方一种身份日交易时，实现电能量交易与合同交易融合开市。发用两侧市场主体进行交易申报时可以选择作为购电方或者同一时段，只能选择购电方或者售电方一种身份划分尖峰(尖峰月份)高峰、平段、谷段4个交易时段按小时划分24个交易时段按小时划分24个交易时段按小时划分24个交易时段各时段内电量按小时均分形成的日分时曲线每个小时的合同电量默认按照交易月份日历天数平均分解至每日的相应小时，即通过24小时交易自动形成24小时曲线每个时段的合同电量默认按照当旬日历天数平均分解至每日的相应时段，即通过24小时交易自动形成24小时曲线可单独对每小时电量进行交易，直接形成每个小时的交易电量、电价，曲线形成方式更加灵活双边协商(年度)双边协商(年度)集中竞价(月度)集中竞价(月度)融合交易(月内)融合交易(月内)内容交易时段分时段交易交易标的非现货结算日的电量电价限额平段交易价格以上网电价为基准，上下浮动20%,尖峰、高峰、平段、低谷电价分别是平段电价的2.04、1.7、1、0.3倍交易类型年度双边协商交易、集中竞价交易、挂牌交易、滚动撮合交易申报方式分时段报量报价复盘结算原则市场主体根据《河北南部电网电力中长期交易规则》(华北监能市场[2020]229号)有关规定，按照“照付不议、偏差结算”原则开展结算。交易合同(含电网代理购电合同)按照约定的电量、电价全额结算，实际执行与交易合同的偏差按照偏差价格结算，按1、省内市场化电量、合同电量、偏差电量均按照时2、惩罚系数按照时段分别设置。超发/少发电价=全网电力直接交易分月合同加权平均价超发/少发电价=全网电力直接交易分月合同加权平均价偏差范围偏差范围惩罚系数偏差范围惩罚系数高峰(尖)1平段1低谷1分劈比例分劈比例高峰(尖)平段低谷-高峰低谷尖峰高峰平段低谷分劈比例分劈比例高峰---高峰总计-中长期合同分解中长期合同分解内容滚动撮合按工作日滚动连续开市，运行日电量按小时划分为24个时段，交易日(D-2、D-3)交易标的为运行日(D日)每小时交易电量，即运行日交易标的电量提前2-3个工作日组织申报择购电方或者售电方一种身份可单独对每小时电量进行交易，直接形成每个小时的交易电量、电价，曲线形成方式更加灵活瓦时，保留两位小数。交易起止时间内购售双方买入电量不得超出各类交易(含年度、月度、日交易等)分解至该小时的净1、0.3倍，(与年度、月度交易要求保持一致)内容现货交易时段按小时分为24个时段申报时间竞价日(D-1)交易申报截止时间前电价限额申报价格的限价范围为0-1200元/兆瓦时交易类型日前市场交易、实时市场交易申报方式机组在交易日的96点开停机计划机组在每调度时段电网运行边界条件安全校核市场出清形成分时电价电网运行边界条件安全校核市场出清形成分时电价机组在每个调度时段的出力条件通过形成分时电价中长期交易电量中长期交易电量日前市场中标量较中长期的偏差量按日前现货价格结算实际执行量较日前的偏差量按实时现货价格结算功班功率按中长期合同约定价格结算功班功率按日前现货价格结算24:00时间24:00时间24:00时间24:00时间中长期合约中长期合约火电机组A0风电机组B=639.51元入市比例中长期合约电量电价电量电价中标电量中标电量节点电价0风电机组B1风电机组B结算电费=非市场化电费+中长期合约电费+=1.5×0.7×364.4+1×(436+355-355)+(序号时间节点1D-2、D-3日9:30-12:00,市场主体申报中长期交易D日24小时交易电量，交易结果实时出清。17:00前，电力交易机构向市场主体发布D日日交易结果。2D-1日计划、新能源功率预测、检修计划等。量市场同时申报。10:30前，电力调度机构完成D日省内日前现货市场和调频辅助服务市场的预出清。11:00前，基于预测的全网系统负荷，测算运行日电力平衡及新能源消纳情11:00-14:30,市场运营机构组织完成省间日前现货市场交易申报、出清和发布。内日前现货电能量市场和调频辅助服务市场出清和可靠性机组出清结果。3D日4电力交易机构披露D日实时现货电能量市场的每小时量价出清结果。5D+2、D+3日12:00前，电网企业向电力交易机构提交D日发用电侧实际分时计量电量数据。6D+7日电力交易机构发布D日日清算临时结