中长期交易

在新能源渗透率不断提高的背景下，储能等灵活性资源是构建新型电力系统的重要支撑。基于安徽电力市场建设现状，提出一种独立储能参与电力市场的多阶段协同交易策略。首先，提出了中长期交易结算模式。然后，针对电价和功率预测的不确定性，建立了多概率场景表征的日前电能量-备用辅助服务联合出清模型，并在此基础上建立了日内偏差量单独交易模型。其次，分析了储能老化成本对收益的影响。最后，以独立储能收益最大化为目标进行仿真，结果表明所提机制能有效提升独立储能市场收益，以期为电力市场建设提供参考。

针对我国水电富集地区梯级电站上下游中标电量与发电水量不匹配导致弃水和违约等问题，借鉴巴西电力市场中长期交易模式，提出兼顾激励相容的水电富集电网中长期交易模型。该模型以个体发电效益最大和电网侧购电成本最小作为激励相容的双重目标。首先以最小出力最大为目标对水电站群进行优化调度，所得各水电站每月发电量定义为其该月保证电量，并将保证电量拆分成基础电量、省内电量和西电东送电量。然后建立各级市场交易方法，基础电量按相似来水频率的历年平均电价收购，省内电量参与两轮拍卖，西电东送电量按剩余电量比重排序依次收购，采用强化学习确定各发电商份额和电价。最后利用改进的电量再分配机制对联盟内各水电站实发电量进行再分配。云南省5个流域52座电站群实例结果表明，所提模型能有效缓解当前梯级上下游电站弃水和违约等问题，促进了水电市场合理竞争和水资源充分利用。

8月19日，国家能源局华中监管局、湖北省能源局印发《湖北省电力中长期交易实施细则》。文件中提出，市场成员包括各类发电企业、电网企业、配售电企业、电力交易机构、电力调度机构、电力用户、储能企业等。

电力中长期市场分时段交易是中国电力市场改革的重要举措之一。针对当前电力中长期市场分时段交易价格形成机制不合理、不完善的问题，提出了中国电力中长期市场分时段交易价格形成机制及其模型。首先，分析影响中国电力中长期分时段交易价格形成的因素，提出电力中长期交易的4种典型场景；然后，综合考虑生产成本和用户效用，探索性地提出适用于中长期分时段交易的系统平均成本定价、用户失负荷价值定价、系统边际成本定价和发电企业失负荷价值定价4种成本定价机制，构建了基于成本定价的分时段交易定价模型；最后，以某省实际数据为例进行测算，验证了模型的有效性。

10月31日，河北省发改委发布2024年河北南部电网独立储能参与电力中长期交易方案。独立储能主体参与市场化交易应具备最大充放电功率不低于10兆瓦，调节容量不低于20兆瓦时，持续充（放）电时间不低于2小时。

根据河南省发展改革委、河南能源监管办《关于2024年电力交易有关事项的通知》（豫发改运行﹝2024﹞18号）安排，近日，河南电力交易中心圆满完成2024年度市场化交易组织工作。据悉，共计87家售电公司与61家发电企业达成交易，成交电量2046.5亿千瓦时，同比增长18.5%，占河南全年市场化交易规模的86%以上，充分发挥了中长期交易保供电压舱石作用。

近日，甘肃能源监管办会同甘肃省发展改革委、省工信厅修订印发《甘肃省电力中长期交易规则（试行）》（以下简称《规则》）。旨在进一步规范电力中长期交易行为，维护电力市场主体的合法权益，充分发挥电力中长期交易对推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设的稳定平衡作用。

中长期电力交易“六签”工作要求包括“全签”、“长签”、“分时段签”、“见签”、“规范签”、“电子签”六方面内容，旨在全面深化电力市场化改革，构架更加完善有序的市场体系和市场结构。通过引入区块链技术，为电力交易多方主体之间提供数据透明、数据溯源、数据互信服务；利用区块链多方共识的技术特性，引入山西省发展和改革委员会作为监管机构参与见证签约，通过将中长期交易双方信息、签署凭证信息上链存证，实现发电企业、用电企业、电力交易中心和监管机构之间的信息安全共享，带动以电力交易为枢纽的多维度行业良性发展，推动新型技术在电力交易行业发展。

2018年11月20日~2019年1月17日，包括云南在内共21个省级交易区域发布了2019年电力市场化交易实施方案、工作安排或者是事项通知。就发布方式来看，云南、贵州、蒙东、江西、山西、上海、翼北、安徽8地发布了交易实施方案、对交易全流程有较为完整的介绍，其余13个交易区域发布了工作安排或者事项通知，对2019年的交易安排进行简要介绍，并规定未尽事宜以中长期交易规则为准。从印发机构来看，包括云南在内的7个交易区域由省发改委能源局发布，蒙东、广西等5个交易区域由省工信厅发布，广东、重庆由经信委发布，贵州、上海等4地由多机构联发，北京由城市管理委员会（2016年成立，整合之前市政市容委全部职责，发改委相关的煤、电、油、气日常职责还有园林绿化局、水务局的部分职责）发布，新疆、陕西由交易中心直接发布。