国家发改委：明确分布式新能源、储能参与电力市场

　　10月12日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，明确：

　　在确保有利于电力安全稳定供应的前提下，有序实现电力现货市场全覆盖。2023年底，全国大部分省份/地区具备电力现货试运行条件，“新能源+储能”进入现货市场!

　　1、部分地区分布式将参与市场!

　　根据文件，按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。

　　分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效机制。暂未参与所在地区现货市场的新能源发电主体，应视为价格接受者参与电力现货市场出清，可按原有价格机制进行结算，但须按照规则进行信息披露，并与其他经营主体共同按市场规则公平承担相应的不平衡费用。

　　2、“新能源+储能”将参与市场!

　　通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。为保证系统安全可靠，参考市场同类主体标准进行运行管理考核。

　　3、绿电纳入中长期交易，放宽新能源中长期的比例

　　考虑新能源难以长周期准确预测的特性，为更好地适应新能源参与现货市场需求，研究对新能源占比较高的省份，适当放宽年度中长期合同签约比例。

　　绿电交易纳入中长期交易范畴，交易合同电量部分按照市场规则，明确合同要素并按现货价格结算偏差电量。

　　4、明确现货市场出清价格上下限

　　价格上限：应满足鼓励调节电源顶峰需要并与需求侧响应价格相衔接，

　　价格下限：设置可参考当地新能源平均变动成本。

　　严格落实燃煤发电上网侧中长期交易价格机制，不得组织专场交易，减少结算环节的行政干预。

　　5、将建立煤电的容量电价!

　　推动开展各类可靠性电源成本回收测算工作，煤电等可靠性电源年平均利用小时数较低的地区可结合测算情况，尽快明确建立容量补偿机制时间节点计划和方案，探索实现可靠性电源容量价值的合理补偿。

　　6、将建立煤电的容量电价!

　　推动开展各类可靠性电源成本回收测算工作，煤电等可靠性电源年平均利用小时数较低的地区可结合测算情况，尽快明确建立容量补偿机制时间节点计划和方案，探索实现可靠性电源容量价值的合理补偿。

　　7、各省推进的时间节奏不同的电力交易市场给出了各自的结算时间如下：

　　连续运行一年以上省份，按程序转入正式运行;

　　陕西、附件、辽宁、安徽、河南、湖北、河北南网、江西，2023年底前开展长周期结算试运行;

　　浙江，2024年6月前启动现货市场连续结算试运行;

　　四川，探索适应高比例水电的丰枯水季相衔接市场模式和市场机制;

　　南方区域，2023年底前启动结算试运行;

　　京津冀，2024年6月前启动模拟试运行;

　　其他地区(除西藏外)，在2023年底前具备结算试运行条件。

　　文件原文如下：