（来源：储能与电力市场）

储能与电力市场获悉，12月3日，国家能源局华中监管局发布关于征求《江西省电力市场规则4.0版》部分条款修订意见的通知，对电力中长期交易、电力现货交易等多项细则进行修订，并征求意见，具体包括：

江西省电力市场注册实施细则（4.0修订版征求意见稿）

江西省电力中长期交易实施细则（4.0修订版征求意见稿）

江西省电力现货交易实施细则（4.0修订版征求意见稿）

江西省电力市场风险防控实施细则

江西省电力市场结算实施细则（4.0修订版征求意见稿）

江西省电力零售市场实施细则（4.0修订版征求意见稿）

中长期交易相关修订

长期交易方面，新增“集中撮合交易”方式、“多月交易”周期，对合同要素进行细化，增加了交易参数等。

其中，在交易约束方面，进行了细化。统一年度、月度（多月）、月内集中交易价格上限。其中，年度、月度（多月）价格上限按照平段0.497160元/kWh，谷段0.198864元/kWh，深谷0.149148元/kWh，高峰0.795456元/kWh，尖峰0.894888元/kWh；月内集中交易价格上限按照上限与省内电力现货市场交易价格上限保持一致，下限为0 元/千瓦时。

另外，在交易的组织方面，修订版中明确：

交易原则增加对机制电量分配方式。机制电量不参与中长期市场化交易。

年度（多年）交易新增集中竞价交易方式，申报内容主要包括各月峰（尖峰）、平、谷（深谷）时段交易电量、交易电价等，购电方和售电方申报年度（多年）集中竞价交易电量及电价，按照各月各时段电量、电价分别出清。

购售双方交易申报时间每15分钟为同一申报区间，每一申报区间内按价格优先进行出清，出清价格按照集中竞价的报价撮合法进行出清。

修订版新增了分布式新能源交易，分布式新能源直接或聚合后，机制电量外上网电量与同一220kV配电网内的电力用户通过电力交易平台开展分时绿电交易。

电力现货交易相关修订

修订版新增引入分布式电源、虚拟电厂、智能微电网等经营主体，明确新能源、虚拟电厂、用户参与现货市场方式。

虚拟电厂发电类聚合单元以“报量报价”方式参与现货市场优化出清，自愿参与日前市场，全量参与日前可靠性机组组合和实时现货市场；虚拟电厂储能类聚合单元自主申报充/放电曲线，以“报量不报价”方式参与现货市场；虚拟电厂负荷类聚合单元以“报量不报价”方式参与现货市场。

明确现阶段新能源发电企业暂以场站（一个升压站对应一个场站）为单位参与电力现货市场申报、出清、结算，加快推动新能源以项目为单位参与电力现货市场。

独立新型储能和新能源场站配建储能自主申报充/放电曲线，以“报量不报价”方式参与现货市场。

智能微电网等新型经营主体自愿参与日前市场，报量报价参与现货市场的经营主体应在电力交易平台上申报运行日信息。

电力用户可自愿参与日前市场。现阶段，参与日前市场的用户暂实行“报量不报价”方式，允许其按照不超过最大用电功率范围内自主决策申报购买量并纳入日前市场出清。加快推动用户“报量报价”参与日前市场。

储能相关条款

《江西省电力市场规则（4.0 修订版征求意见稿）》在多项细则中涉及储能相关条款，比如如实的基本条件、注册的相关规定、参与现货市场的方式等。

新型储能和配建储能“报量不报价”参与现货市场；配储新能源场站，最终出清结果为场站风机/光伏逆变器出清值与站内配建储能出清值之和。

部分重点内容如下。

新型储能基本条件

与电网企业签订并网调度协议，接入电力调度自动化系统。

具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足结算要求。

满足最大充放电功率、最大调节容量及持续充放电时间等对应的技术条件，具体数值以相关标准或国家、江西省有关部门规定为准。

配建储能与所属经营主体视为一体，具备独立计量、控制等技术条件，接入电力调度自动化系统可被电网监控和调度，具有法人资格时可选择转为独立新型储能项目，作为经营主体直接参与电力市场交易。

新型储能企业市场注册

独立新型储能项目完成注册手续后，可作为经营主体直接参与电力市场交易。

配建储能与所属经营主体视为一体，不单独履行注册手续，应在所属经营主体名下增加配建储能项目（单元）。

配建储能与多个经营主体存在配建关系时，应与所有存在配建关系的经营主体签订协议，明确在唯一的经营主体名下增加配建储能项目（单元）。

市场注册审查通过的发电企业、电力用户、新型储能企业、分布式电源、电动汽车充电设施经营主体原则上无需公示、直接生效。

储能参与现货市场

现货市场惩罚因子：储能爬坡惩罚因子，50000元/MW；储能场站最后时段期望电量松弛惩罚因子，3000元/MW；系统储能总出力爬坡约束松弛惩罚因子，10000元/MW；系统电储能总出力爬坡约束松弛惩罚因子，8000元/MW。

独立新型储能和新能源场站配建储能自主申报充/放电曲线，以“报量不报价”方式参与现货市场。电力调度机构在运行日可根据电网运行需求（电力保供、新能源弃电等原因）调整储能充放电计划。随着市场的不断发展，逐步实现储能报量报价参与现货市场。

独立新型储能和异地建设、有独立并网点和计量点的新能源配建储能按照申报信息参与日前电能量市场和日前可靠性机组组合出清，其申报的充/放电曲线在满足电网安全运行和促进新能源消纳的前提下优先出清。提供调频辅助服务的独立新型储能和异地建设、有独立并网点和计量点的新能源配建储能在其调频时段不同时参与日前电能量市场和日前可靠性机组组合出清。当系统存在新能源消纳或者电力供应缺口时，电力调度机构可对未申报的富余充/放电能力进行调用，调用的充/放电电力优先出清。

新能源场站（含站内配建储能）最终出清结果为场站风机/光伏逆变器出清值与站内配建储能出清值之和。若配储新能源场站未在电力交易机构注册为市场化用户，则当场站风机/光伏逆变器出清值与站内配建储能出清值之和小于0时，电力调度机构将场站最终出清结果置0推送电力交易机构。

虚拟电厂相关条款

《江西省电力市场规则（4.0 修订版征求意见稿）》还对虚拟电厂参与电力市场进行了规定。

虚拟电厂以聚合单元为单位参与市场，可以分为发电类聚合单元、储能类聚合单元和负荷类聚合单元。其中，虚拟电厂发电类聚合单元以“报量报价”方式参与现货市场优化出清，自愿参与日前市场，全量参与日前可靠性机组组合和实时现货市场；虚拟电厂储能类聚合单元自主申报充/放电曲线，以“报量不报价”方式参与现货市场；虚拟电厂负荷类聚合单元以“报量不报价”方式参与现货市场。

虚拟电厂以聚合单元为单位参与市场，自愿参与日前市场。虚拟电厂聚合单元根据参与现货市场方式，于竞价日在电力交易平台上申报运行日信息；储能类和负荷类聚合单元未申报的默认不参与运行日现货市场。

附件2