中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊：2024年，我國新能源裝機(jī)占比繼續(xù)穩(wěn)步提升，多?。▍^(qū)）新能源發(fā)電裝機(jī)占比突破50%。據(jù)《中國電力報(bào)》統(tǒng)計(jì)，我國已有14個(gè)?。▍^(qū)）新能源裝機(jī)在整個(gè)電源結(jié)構(gòu)中占比居首。
2024年11月，在國家能源局的統(tǒng)籌組織下，中國電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)聯(lián)合多家單位共同發(fā)布《全國統(tǒng)一電力市場發(fā)展規(guī)劃藍(lán)皮書》，明確2029年前，實(shí)現(xiàn)新能源全面參與市場。
2024歲末2025年初，多地陸續(xù)發(fā)布2025年電力市場交易相關(guān)方案，對(duì)新能源“入市”方式進(jìn)行細(xì)化。例如，山東明確了包括分布式新能源在內(nèi)的新增風(fēng)電、光伏分別按30%和15%比例入市。本文對(duì)第一批電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點(diǎn)甘肅、蒙西、山東、山西、廣東新能源參與省級(jí)電力市場的規(guī)則要點(diǎn)進(jìn)行更新，同時(shí)梳理了青海、寧夏、新疆、浙江、江蘇等地包括分布式新能源在內(nèi)的“入市”規(guī)則要點(diǎn)，供讀者參考。多地方案提出，實(shí)施過程中將根據(jù)國家政策要求優(yōu)化調(diào)整。
1.山西
截至2024年底，山西新能源裝機(jī)達(dá)到6189.45萬千瓦，占全省發(fā)電裝機(jī)比重達(dá)50.37%。2024年新能源發(fā)電量占比19.86%，創(chuàng)歷史新高，新能源利用率連續(xù)6年超97%。
新能源參與現(xiàn)貨方式：自主選擇“報(bào)量報(bào)價(jià)”或“報(bào)量不報(bào)價(jià)”。
新能源參與現(xiàn)貨交易特點(diǎn)：當(dāng)火電和新能源報(bào)價(jià)相同時(shí)，優(yōu)先安排新能源出清。
現(xiàn)貨價(jià)格上下限：暫定設(shè)置為0-1500元/兆瓦時(shí)。
新能源參與中長期交易特點(diǎn)：
1、沒有對(duì)中長期簽約比例進(jìn)行限制。2、中長期分時(shí)段交易，將每天 24 小時(shí)暫分為 24 個(gè)時(shí)段，以每個(gè)時(shí)段的電量為交易標(biāo)的，由各個(gè)時(shí)段的交易結(jié)果形成各經(jīng)營主體的中長期合同曲線。
新能源參與綠電交易要點(diǎn)：無補(bǔ)貼新能源未進(jìn)入現(xiàn)貨市場前，與不參與現(xiàn)貨的用戶開展綠電交易的，可不必申報(bào)交易曲線；與參與現(xiàn)貨的用戶開展綠電交易的，交易曲線采用標(biāo)準(zhǔn)典型曲線。標(biāo)準(zhǔn)典型曲線原則上為風(fēng)電全天一條直線，光伏8-16時(shí)一條直線。
綠電交易價(jià)格：市場初期，無補(bǔ)貼新能源綠電交易綜合價(jià)格下限為保障性收購價(jià)格，上限為省內(nèi)中長期交易上限價(jià)。
對(duì)優(yōu)先發(fā)電電量的處理：1、調(diào)度機(jī)構(gòu)按照“優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先安排”的原則，將各發(fā)電企業(yè)的優(yōu)先發(fā)電電量等政府定價(jià)電量分解至日和時(shí)段；按照“以用定發(fā)”的匹配原則，將省內(nèi)發(fā)電側(cè)政府定價(jià)電量的 96 點(diǎn)曲線，以 15 分鐘為周期，向選擇保留政府定價(jià)電量的新能源企業(yè)分配。2、選擇參與現(xiàn)貨交易的集中式平價(jià)新能源、分布式新能源，若選擇參與優(yōu)先電量分配，列為第一梯次，其他新能源項(xiàng)目列為第二梯次。
分布式新能源參與方式：自2025年1月起，分布式新能源可自愿選擇以獨(dú)立或聚合方式參與綠電、綠證交易，暫不承擔(dān)相關(guān)市場運(yùn)營費(fèi)用。
參考規(guī)則：山西《電力市場規(guī)則體系（V15.0）》
2.甘肅
截至2024年10月17日，甘肅省新能源累計(jì)裝機(jī)達(dá)6014萬千瓦，在全省電源裝機(jī)總量中占比近64%，新能源裝機(jī)占比、發(fā)電量占比均排名全國第二。
甘肅省工信廳統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，目前甘肅發(fā)電企業(yè)全部進(jìn)入現(xiàn)貨市場，其中新能源發(fā)電企業(yè)占比達(dá)90%以上。
2025年起，水電企業(yè)進(jìn)入市場交易。為實(shí)現(xiàn)甘肅水電企業(yè)綠證正常劃轉(zhuǎn)，水電企業(yè)以合約價(jià)格257.5元/兆瓦時(shí)參與省內(nèi)電力中長期交易。年度雙邊協(xié)商交易、水電掛牌交易中，水電企業(yè)按分月24個(gè)時(shí)段申報(bào)電量，暫不參加年度集中競價(jià)交易。
新能源參與現(xiàn)貨方式：“報(bào)量報(bào)價(jià)”參與現(xiàn)貨市場。
新能源參與現(xiàn)貨交易特點(diǎn)：1、發(fā)電企業(yè)全部進(jìn)入現(xiàn)貨市場。2、新能源發(fā)電企業(yè)可以在實(shí)時(shí)市場中根據(jù)最新的預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)調(diào)整其發(fā)電計(jì)劃，包括提交新的發(fā)電能力和調(diào)整發(fā)電指令。3、新能源報(bào)價(jià)相同時(shí)，按機(jī)組裝機(jī)容量比例確定中標(biāo)電量。
現(xiàn)貨價(jià)格上下限：暫定設(shè)置為40-650元/兆瓦時(shí)。
新能源參與中長期交易特點(diǎn)：1、取消中長期簽約比例，取消人為峰平谷分段及對(duì)應(yīng)的價(jià)格限制。中長期分月分時(shí)帶曲線量價(jià)完全由市場形成，中長期電價(jià)各時(shí)段申報(bào)與出清成交電價(jià)按照現(xiàn)貨電價(jià)上下限范圍執(zhí)行。2、采用24時(shí)段帶曲線滾動(dòng)交易，將各類中長期合同分解為24段電量后，在日滾動(dòng)交易中便捷地進(jìn)行轉(zhuǎn)讓。3、發(fā)電側(cè)合同電量轉(zhuǎn)讓“D+3”日滾動(dòng)交易，采用固化開市機(jī)制及滾動(dòng)撮合交易組織方式，最短“D+3”日的交易周期與現(xiàn)貨市場“D+2”日周期形成無縫對(duì)接。
對(duì)優(yōu)先發(fā)電電量的處理：省內(nèi)優(yōu)先發(fā)電按“以用定發(fā)”“分月平衡”原則，曲線采用典型曲線方式確定。當(dāng)優(yōu)先發(fā)電電量超過優(yōu)先用電電量時(shí)，將優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃分為“保量保價(jià)”和“保量競價(jià)”兩部分，其中保量競價(jià)部分通過市場化方式形成價(jià)格。
參考規(guī)則及方案：《甘肅電力現(xiàn)貨市場管理實(shí)施細(xì)則（結(jié)算試運(yùn)行暫行V3.1）》《甘肅省2025年省內(nèi)電力中長期年度交易實(shí)施方案》
3.山東
截至2024年11月，山東新能源和可再生能源發(fā)電累計(jì)裝機(jī)已達(dá)10642.6萬千瓦，首次超過煤電，躍升為全省第一大電源類型。
2024年集中式光伏發(fā)電和風(fēng)電項(xiàng)目已經(jīng)進(jìn)入電力市場，可自主選擇全電量或10%電量兩種方式參與市場交易。2025年起，山東省新增風(fēng)電全電量或30%電量、新增光伏全電量或15%電量入市。
新能源參與現(xiàn)貨方式：“報(bào)量報(bào)價(jià)”參與現(xiàn)貨市場。
新能源參與現(xiàn)貨交易特點(diǎn)： 1、現(xiàn)階段存量新能源項(xiàng)目以實(shí)際上網(wǎng)電量的10%被動(dòng)參與現(xiàn)貨交易，日前出清電量與優(yōu)發(fā)電量的差值以日前市場出清電價(jià)結(jié)算，實(shí)際上網(wǎng)電量與日前出清電量的差值以實(shí)時(shí)市場出清電價(jià)結(jié)算。2、鼓勵(lì)集中式新能源企業(yè)自愿選擇全電量參與中長期和現(xiàn)貨交易，若以100%電量參與現(xiàn)貨交易，自主簽訂中長期合約。
現(xiàn)貨價(jià)格上下限：申報(bào)價(jià)格區(qū)間為-80—1300元/兆瓦時(shí)，出清價(jià)格區(qū)間為-100—1500元/兆瓦時(shí)。
新能源（含分布式新能源）參與市場新變化：2025年到2026年，新增風(fēng)電項(xiàng)目（含分散式風(fēng)電）可自主選擇全電量或30%發(fā)電量參與電力市場，新增光伏發(fā)電項(xiàng)目（含分布式光伏）可自主選擇全電量或15%發(fā)電量參與電力市場，實(shí)施過程中根據(jù)國家政策要求變化優(yōu)化調(diào)整。
新能源參與中長期交易特點(diǎn)：1、新能源場站按自愿原則選擇參與中長期電能量市場。2、曲線需分解至每日24小時(shí)，并進(jìn)一步等比例分解至15分鐘。
新能源參與綠色電力交易要點(diǎn)：將綠電交易納入中長期交易機(jī)制。
綠電交易價(jià)格：全電量參與市場的新能源簽訂綠電合同時(shí)，綠電合同剔除環(huán)境溢價(jià)后，等同于省內(nèi)中長期電能量合同；部分電量參與市場的新能源簽訂綠電合同時(shí)，參與綠電交易的電力用戶綠電溢價(jià)費(fèi)用事后單獨(dú)從用戶側(cè)收取。
參考規(guī)則：《山東電力市場規(guī)則(試行)》《關(guān)于健全完善新能源消納體系機(jī)制促進(jìn)能源高質(zhì)量發(fā)展的若干措施》
4.廣東
截至2024年7月，廣東新能源累計(jì)并網(wǎng)容量突破5500萬千瓦，占各類型電源總裝機(jī)容量超26%。
新能源參與現(xiàn)貨方式：“報(bào)量報(bào)價(jià)”參與現(xiàn)貨市場。
新能源參與現(xiàn)貨交易特點(diǎn)：110千伏及以上電壓等級(jí)的新能源按“基數(shù)電量+市場電量”方式參與市場，新能源實(shí)際上網(wǎng)電量與基數(shù)電量、中長期電量之差按照現(xiàn)貨節(jié)點(diǎn)電價(jià)進(jìn)行偏差結(jié)算。
新能源參與中長期交易特點(diǎn)：220千伏及以上電壓等級(jí)的中調(diào)調(diào)管風(fēng)電場站、光伏電站全部作為市場交易電源參與中長期交易。暫未對(duì)110千伏及以下電壓等級(jí)新能源參與中長期交易做出強(qiáng)制要求。
新能源參與綠電交易要點(diǎn)：綠電集中交易成交結(jié)果中，綠證（綠色環(huán)境價(jià)值）價(jià)格按照成交價(jià)格執(zhí)行，電能量價(jià)格按照各自原有價(jià)格體系執(zhí)行不變。
綠電交易價(jià)格：綠證（綠色環(huán)境價(jià)值）價(jià)格上限50元/兆瓦時(shí)，下限0元/兆瓦時(shí)。
對(duì)優(yōu)先發(fā)電電量的處理：適時(shí)推動(dòng)優(yōu)先發(fā)電（含省間送電）承擔(dān)交易計(jì)劃偏差責(zé)任。
區(qū)域現(xiàn)貨市場參與方式：南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運(yùn)行期間，廣東電力現(xiàn)貨市場出清系統(tǒng)結(jié)果作為備用，廣東市場主體執(zhí)行區(qū)域現(xiàn)貨出清系統(tǒng)結(jié)果。
分布式新能源參與方式：鼓勵(lì)分布式新能源以聚合虛擬電廠方式參與現(xiàn)貨電能量交易和綠電交易。
參考規(guī)則：《廣東電力市場現(xiàn)貨電能量交易實(shí)施細(xì)則（2024年修訂）》 《廣東省可再生能源交易規(guī)則（試行）》 《廣東省能源局 國家能源局南方監(jiān)管局關(guān)于2025年電力市場交易有關(guān)事項(xiàng)的通知》
5.蒙西
截至2024年7月，蒙西新能源裝機(jī)超過4060萬千瓦，裝機(jī)占比約為45%。
新能源參與現(xiàn)貨方式：新能源全電量參與現(xiàn)貨出清，主要通過“報(bào)量報(bào)價(jià)”方式，在特定條件下作為價(jià)格接受者進(jìn)行市場出清。
新能源參與現(xiàn)貨交易特點(diǎn)：1、日前出清結(jié)果僅作為日前調(diào)度運(yùn)行計(jì)劃，不進(jìn)行財(cái)務(wù)結(jié)算，僅實(shí)時(shí)市場出清結(jié)果正式參與結(jié)算。2、現(xiàn)貨市場內(nèi)未設(shè)置新能源優(yōu)先出清機(jī)制。3、實(shí)時(shí)市場可選擇場站上報(bào)的超短期預(yù)測(cè)或由主站提供。
現(xiàn)貨價(jià)格上下限：申報(bào)價(jià)格上限暫定為1500元/兆瓦時(shí)，出清價(jià)格區(qū)間暫定為0—3000元/兆瓦時(shí)。
新能源參與中長期交易特點(diǎn)：1、包括年度（多年）交易、月度交易和月內(nèi)（多日）交易。2、電力中長期交易市場以每15分鐘作為一個(gè)交割時(shí)間單元。3、合同中需明確約定每一個(gè)交割時(shí)間單元的交割電量，形成詳細(xì)的電力曲線。
新能源參與綠電交易要點(diǎn)：鼓勵(lì)新能源企業(yè)與資信良好的電力用戶簽訂長期限的電力購買協(xié)議（PPA）。
優(yōu)先保障性用戶參與現(xiàn)貨方式：全部工商業(yè)電力用戶（含電網(wǎng)代理購電用戶）、售電公司、外送電（視同為市場化用戶）、居民、農(nóng)業(yè)等優(yōu)先保障性用戶以不報(bào)量不報(bào)價(jià)方式、作為價(jià)格接受者參與現(xiàn)貨市場出清。
對(duì)基數(shù)電量的處理：1、居民、農(nóng)業(yè)用電由風(fēng)電基數(shù)電量承擔(dān)。在居民、農(nóng)業(yè)用電負(fù)荷曲線預(yù)測(cè)線的基礎(chǔ)上，考慮非市場機(jī)組發(fā)電后，按照各風(fēng)電場裝機(jī)容量比例進(jìn)行分解。2、電網(wǎng)代購電中基數(shù)電量優(yōu)先按照光伏典型發(fā)電曲線分配至光伏企業(yè)，其余部分按容量比例分配至風(fēng)電企業(yè)。剩余部分市場化方式采購。
參考規(guī)則：《內(nèi)蒙古電力多邊交易市場規(guī)則體系（征求意見稿）》
6.青海
截至2024年11月，青海省清潔能源裝機(jī)5769萬千瓦，新能源裝機(jī)4313萬千瓦，在全國率先實(shí)現(xiàn)新能源發(fā)電量占比、裝機(jī)占比雙主體。
新能源參與現(xiàn)貨方式：“報(bào)量報(bào)價(jià)”參與現(xiàn)貨市場。
新能源參與現(xiàn)貨交易特點(diǎn)：日前電能量市場出清結(jié)果不作為結(jié)算依據(jù)，僅為市場主體提供價(jià)格信號(hào)，日前出清結(jié)果不進(jìn)行財(cái)務(wù)結(jié)算，發(fā)用雙方按實(shí)時(shí)現(xiàn)貨價(jià)格對(duì)實(shí)際發(fā)用電曲線與中長期分解曲線的偏差電量進(jìn)行結(jié)算。
新能源參與中長期交易特點(diǎn)：1、集中并網(wǎng)光伏、風(fēng)電企業(yè)（扶貧、特許經(jīng)營權(quán)項(xiàng)目，光伏應(yīng)用領(lǐng)跑者基地項(xiàng)目保障利用小時(shí)以內(nèi)發(fā)電量除外）參與交易。2、按照年度、多月、月度及月內(nèi)（多日）交易開市。
對(duì)優(yōu)發(fā)電量的處理：低價(jià)優(yōu)發(fā)電量補(bǔ)充代理購電后若代理購電量還存在缺口，則通過省內(nèi)市場化購電方式補(bǔ)足。市場化購電通過參與場內(nèi)集中交易方式（不含撮合交易）代理購電，以報(bào)量不報(bào)價(jià)方式、作為價(jià)格接受者參與市場出清。
參考規(guī)則及方案：《青海電力現(xiàn)貨市場規(guī)則匯編（V2.0結(jié)算試運(yùn)行稿）》《青海省2025年電力中長期交易方案》
7.寧夏
截至2024年年底，寧夏新能源裝機(jī)達(dá)4132萬千瓦，寧夏新能源裝機(jī)占能源總裝機(jī)的57.83%，成為寧夏第一大電源。
新能源參與現(xiàn)貨方式：自主選擇“報(bào)量報(bào)價(jià)”或“報(bào)量不報(bào)價(jià)”。
新能源參與現(xiàn)貨交易特點(diǎn)：現(xiàn)貨市場結(jié)算日，現(xiàn)貨交易價(jià)格作為偏差結(jié)算依據(jù)，中長期日融合交易價(jià)格不再作為偏差結(jié)算依據(jù)。
現(xiàn)貨價(jià)格上下限：申報(bào)、出清價(jià)格暫定為40-1000元/兆瓦時(shí)。
新能源參與中長期交易特點(diǎn)：1、日融合交易按工作日連續(xù)開市，每日（T日）組織開展T+2日融合交易，日融合交易采用多輪次集中競價(jià)方式開展，每15分鐘集中出清一次，以統(tǒng)一邊際價(jià)格出清。2、為保障日融合交易價(jià)格穩(wěn)定，分別對(duì)峰、平、谷時(shí)段設(shè)定最低和最高限價(jià)。
新能源參與綠電交易要點(diǎn)：1、用戶與新能源開展雙邊綠電交易應(yīng)分別明確電能量價(jià)格和環(huán)境價(jià)格，電能量價(jià)格按照新能源與用戶分時(shí)段交易價(jià)格機(jī)制執(zhí)行，環(huán)境價(jià)格由雙方協(xié)商確定。2、鼓勵(lì)市場主體開展多年綠電交易。3、區(qū)內(nèi)綠電交易暫以雙邊協(xié)商方式為主，適時(shí)組織開展集中競價(jià)、掛牌交易。
對(duì)優(yōu)先發(fā)電電量的處理：按照“以用定發(fā)，發(fā)用匹配”原則，確定風(fēng)電、光伏、水電、燃?xì)獾雀黝愲娫磧?yōu)先發(fā)電計(jì)劃曲線。按以下原則執(zhí)行：（1）分布式電源等全額收購機(jī)組按對(duì)應(yīng)電源典型曲線優(yōu)先匹配優(yōu)先用電典型曲線；（2）剩余優(yōu)先用電計(jì)劃典型曲線，按照每月各時(shí)段全網(wǎng)風(fēng)電、光伏典型出力比例分解至風(fēng)電、光伏。
參考通知：《自治區(qū)發(fā)展改革委關(guān)于做好2025年電力中長期交易有關(guān)事項(xiàng)的通知》
8.新疆
截至2024年10月底，新疆電網(wǎng)調(diào)度口徑新能源裝機(jī)規(guī)模達(dá)到8194萬千瓦，占電源裝機(jī)總規(guī)模的51%。
2024年12月，新疆完成了疆內(nèi)首筆多年期綠電交易，3家公司達(dá)成了5年（2025—2029年）總量為500萬千瓦時(shí)的綠電交易。
新能源參與現(xiàn)貨方式：“報(bào)量報(bào)價(jià)”方式參與現(xiàn)貨市場。
現(xiàn)貨價(jià)格上下限：申報(bào)價(jià)格暫定為40-650元/兆瓦時(shí)，出清價(jià)格暫定為70-650元/兆瓦時(shí)。
新能源參與中長期交易特點(diǎn)：目前已形成了包括直接交易、合同交易為主，發(fā)電權(quán)交易、電采暖交易、新能源替代交易等多種交易品種為輔的新疆電力中長期市場。
新能源參與綠電交易要點(diǎn)：1、綠電交易執(zhí)行周期擴(kuò)大至5年。2、綠電交易與常規(guī)中長期交易全面融合。
市場化交易電價(jià)支持：新疆2021年起投產(chǎn)的新能源平價(jià)項(xiàng)目發(fā)電量全部納入電力市場，目標(biāo)上網(wǎng)電價(jià)為0.262元/千瓦時(shí)。新疆新能源平價(jià)項(xiàng)目疆內(nèi)實(shí)際交易電價(jià)低于市場均價(jià)（按年度直接交易均價(jià)）的電量，按照市場均價(jià)與0.262元/千瓦時(shí)的價(jià)差給予電價(jià)支持，價(jià)差部分由大工業(yè)用電順價(jià)均攤。當(dāng)市場均價(jià)達(dá)到或超過0.262元/千瓦時(shí)，不再給予電價(jià)支持。
參考方案：《新疆電力現(xiàn)貨市場調(diào)電試運(yùn)行工作方案》《完善我區(qū)新能源價(jià)格機(jī)制的方案》
9.浙江
截至2024年8月底，浙江省內(nèi)新能源裝機(jī)規(guī)模達(dá)到5054萬千瓦，同比增長32.1%。浙江全省光伏裝機(jī)4110萬千瓦，其中分布式光伏裝機(jī)3385萬千瓦，占比82.35%；風(fēng)電裝機(jī)636萬千瓦，海上風(fēng)電裝機(jī)477萬千瓦，占比74.94%。
浙江推出“分布式綠電聚合交易”模式，2024年全年有109家分布式聚合商、聚合2.5萬個(gè)電源項(xiàng)目參與綠電交易，引入聚合代理商通過“e-交易”平臺(tái)，與集中式新能源同臺(tái)競價(jià)。
新能源參與現(xiàn)貨方式：“報(bào)量報(bào)價(jià)”參與市場。
新能源參與現(xiàn)貨交易特點(diǎn)：統(tǒng)調(diào)風(fēng)電、光伏10%電量通過現(xiàn)貨市場交易，90%電量（暫定）分配政府授權(quán)合約，執(zhí)行政府定價(jià)。
現(xiàn)貨價(jià)格上下限：申報(bào)價(jià)格建議為-200—800元/兆瓦時(shí)，出清價(jià)格建議為-200—1200元/兆瓦時(shí)。
新能源參與中長期交易特點(diǎn)：自愿參與綠電交易，其中分布式以聚合方式參與。
綠電批發(fā)價(jià)格機(jī)制：電能量價(jià)格與綠證價(jià)格分別明確，其中電能量部分轉(zhuǎn)化為差價(jià)合約執(zhí)行。綠電交易申報(bào)和成交價(jià)格為綠電整體價(jià)格和綠證價(jià)格，電能量價(jià)格按整體價(jià)格與綠證價(jià)格之差確定。市場初期，為確保與電價(jià)政策銜接，綠電批發(fā)交易中綠證價(jià)格最低不得低于0元/個(gè)，最高不得高于30元/個(gè)，整體價(jià)格不設(shè)限值。
對(duì)優(yōu)先發(fā)電電量的處理：浙江在電力現(xiàn)貨市場建設(shè)初期便設(shè)計(jì)了“政府授權(quán)合約”，將未放開的發(fā)電計(jì)劃轉(zhuǎn)化為帶曲線的合約，是發(fā)電企業(yè)和電網(wǎng)公司（代理非市場用戶）在政府主導(dǎo)下簽訂的金融差價(jià)合約，目的是對(duì)沖電力現(xiàn)貨市場價(jià)格波動(dòng)的風(fēng)險(xiǎn)。
分布式新能源參與方式：分布式新能源發(fā)電企業(yè)可以由分布式新能源聚合商聚合參與綠電批發(fā)交易，一個(gè)分布式新能源聚合商為一個(gè)交易單元。
參考方案：《浙江電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行方案》《2025年浙江省電力市場化交易方案》《浙江電力中長期交易實(shí)施細(xì)則-綠色電力交易專章（2.0 版）》
10.江蘇
截至2024年11月，江蘇省新能源發(fā)電裝機(jī)規(guī)模已達(dá)8252萬千瓦，歷史性超過煤電，約占總裝機(jī)規(guī)模的42%，成為全省發(fā)電裝機(jī)的第一大電源。新能源裝機(jī)中，太陽能、風(fēng)電、生物質(zhì)裝機(jī)占總發(fā)電裝機(jī)比重分別為28%、12%、2%。
新能源參與綠電交易要點(diǎn)：優(yōu)先組織未納入國家可再生能源電價(jià)附加補(bǔ)助政策范圍內(nèi)的風(fēng)電和光伏發(fā)電企業(yè)參與綠電交易。
新能源參與中長期交易要點(diǎn)：不參加綠電交易的集中式光伏、風(fēng)電每月上網(wǎng)電量扣除保量保價(jià)部分為保量競價(jià)電量，參與省內(nèi)中長期常規(guī)交易。
對(duì)優(yōu)先發(fā)電電量的處理：不參加綠電交易的集中光伏、風(fēng)電全年保量保價(jià)發(fā)電小時(shí)數(shù)分別為400、800小時(shí)。
分布式新能源參與方式：1、成功核發(fā)綠證后，可直接參加綠電交易，或由分布式發(fā)電聚合商聚合參與綠電交易。2、分布式發(fā)電聚合商參與批發(fā)交易前，應(yīng)先通過電力交易平臺(tái)與分布式發(fā)電主體建立服務(wù)關(guān)系，簽訂以月為最小周期的分布式電源購售電合同。3、分布式發(fā)電主體在同一合同周期內(nèi)僅可與一家聚合商確定服務(wù)關(guān)系，分布式發(fā)電聚合商的所有綠色電力交易合同電量均應(yīng)關(guān)聯(lián)至分布式發(fā)電主體。
參考通知：江蘇《關(guān)于開展2025年電力市場交易工作的通知》
