1. 中长期电价终于能“随行就市”

以前中长期合同基本是“一口价”，现在明确两种签法：

• 选固定价格：适合想锁成本的用电大户、想稳收益的火电；

• 选灵活价格：挂钩市场供需、发电成本（比如煤价、新能源出力预测），适合对市场敏感的主体。

👉 提醒：灵活价格不是“随便涨”，需符合后续的价格上下限约束。

2. 分时电价“分人管”：大用户自己定，小用户跟着现货走

3. 价格上下限直接“绑定现货”

• 月内短周期中长期限价 ≈ 现货限价；

• 分时段交易申报价上下限 = 现货申报价上下限；

• 典型负荷曲线集中竞价：按国家及省现有电价规定执行。

👉 目的很明确：防止中长期和现货价格“两张皮”，也防恶意抬价/压价。

4. 中长期签约比例不够？直接踩保供红线

规则明确要求：参与现货的经营主体，中长期合同签约比例、履约比例必须满足国家能源安全保供要求。

👉 别想着“空手套白狼”只玩现货，中长期才是“保供压舱石”。

5. 聚合分布式光伏卖绿电，必须“点对点关联”

虚拟电厂聚合分布式新能源参与绿电交易时：

• 提前签好聚合服务关系；

• 交易申报时，绿电申报电量100%关联至具体分布式项目，不能“打包蒙混”。

👉 环境价值可追溯，避免“假绿电”套利。

6. 容量计算“按类型加权”，不搞“拍脑袋”

• 分布式发电类虚拟电厂：月度可用发电小时数 = 各分布式项目（光伏/风电）月度可用小时数 × 对应容量 加权平均；

• 电动汽车充电设施：日市场化可用容量 = 运行日负荷高峰时段市场化实际上网电力平均值。

👉 杜绝“虚报容量拿补贴”。

7. 同时跑电能量和调频，必须预留“安全垫”

独立储能、虚拟电厂储能类资源若同时参与两个市场：

• 功率预留：可调功率中预留额定功率的f%（具体数值见附件6）；

• SOC预留：荷电量中预留最大荷电量的fsoc%；

• 若中标调频后SOC不满足要求，直接按规则修正。

👉 防止“为了赚调频钱，耽误电能量保供”。

8. 配建储能不能“躺平”，要和新能源一起报曲线

新能源场站（含配建储能）参与日前市场时：

• 最多报5个出力点（0~额定容量之间），报价曲线必须“出力越高、价格越高”（单调非递减）；

• 同时报96点自调度曲线（充/放电力），明确每一刻怎么用储能。

9. 最小出力报多少？看两份文件

• 申报上限：并网调度协议里的最小技术出力；

• 申报下限：并网调度协议里的实际运行最小出力；

• 煤电机组必须满足省主管部门对灵活性改造的最小出力要求。

👉 想“报高最小出力少调峰”？没门。

10. 现货出清错了？3天内能改

若现货市场出清结果异常：

• 电力调度机构可在D+3日前重新发布D日出清量价结果，作为结算依据；

• 必须同步披露原因，接受监督。

11. 供热机组“保底+竞价”双轨运行

电力调度机构会校核供热电厂申报的总供热量：

• 仅保障现货市场申报最小出力（或最小供热负荷下限）以内的部分；

• 超出部分按报价参与出清，既不耽误供暖，也让火电通过多发电赚钱。

12. 调频市场按“综合成本”排序，不是“价低者得”

调频辅助服务市场出清逻辑：

• 综合成本 = 调频机会成本 + 调频里程成本；

• 联合电能量市场出清前，暂时只算调频里程成本；

• 按综合成本从低到高排序中标。

👉 避免“低价但不可靠”的资源挤占市场。

• 已注册但没签中长期合同的主体：实际发/用电量全部按偏差电量结算；

• 资源聚合类新型主体（虚拟电厂、负荷聚合商）：按聚合服务合同约定的电能量价格单独结算，不和母主体混同；

• 居民、农业用户，电网代理购电的偏差电量：由电网企业提供电量信息，交易机构单独结算。