（来源：储能与电力市场）

储能与电力市场获悉，近日，河北省发改委发布关于印发《河北南部电网2026年电力中长期交易工作方案》（以下简称《工作方案》）的通知。

电力中长期交易

2026年电力直接交易规模暂定为1000亿千瓦时。

电能量交易包括电力直接交易、绿电交易、电能量合同交易以及电网企业代理购电交易。

容量租赁交易组织方面：

2025年2月9日前批复（纳入年度开发建设方案）的新能源项目全生命周期配建（租赁）储能，未配建储能的需按要求与独立储能企业开展容量租赁交易，租赁容量应同时满足充放电功率和时长的要求。容量租赁交易按年度、月度开展，鼓励开展多年期的容量租赁交易。

2025年2月9日后批复（纳入年度开发建设方案）的项目不再要求强制配置储能，鼓励通过租赁独立储能容量等方式配置调节资源，提升新能源调节性能。

容量租赁交易中，独立储能累计出租容量不得超过装机容量，每次达成容量租赁交易后，相应扣减其可出租容量，直至其装机容量全部扣除。

独立储能可根据自身充放电曲线自愿参与中长期交易。

交易价格、结算原则

经营主体参与中长期交易，限价要求如下：

曲线交易：燃煤火电机组申报价格须在“基准价+上下浮动”范围内，基准价为364.4元/MWh，上下浮动范围不超过20%；其他经营主体申报价格限价范围为0-1200元/MWh。

分时交易：各类经营主体申报价格限价范围为0-1200元/MWh。

现货市场电能量申报价格限价范围为0-1200元/MWh，市场出清的限价范围为0-1200元/MWh。

调频里程补偿申报出清价格限价范围为0-15元/MW。

输配电价、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加等按《河北省发展和改革委员会关于第三监管周期河北省级电网输配电价及有关事项的通知》（冀发改能价〔2023〕646 号）等文件执行，线损电量由电网企业代理采购。

2026年，电能量市场结算费用包括电能量电费、启动成本、绿电环境价值电费及偏差补偿费用、市场调节费用及市场不平衡资金。

辅助服务结算费用包括调频辅助服务、华北调峰辅助服务、“两个细则”费用。

容量市场结算费用包括容量补偿、容量租赁及考核（分摊）费用。

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电力现货和辅助服务市场交易

已入市的独立储能等新型主体，通过电力交易平台完成运行日电能量市场或调频辅助服务市场交易申报。

参与实时现货电能量市场时，独立储能等新型主体需申报次日荷电状态（SOC）初始值、次日 96 点充/放电（发/用电）曲线、不申报价格。如未申报，则实时现货市场全天按零出清。

全量参与日前可靠性机组组合和实时市场出清，可自愿选择参与日前市场，如参与日前市场出清结算，还需申报用于日前市场出清结算的发/用（充/放）电曲线。

为落实容量电价激励机制，独立储能需日前完成运行日的可用充、放电容量及时长申报，相关数据应与实时市场申报的运行日充/放电曲线保持一致，并接受实际可用充、放电容量及时长的抽查和考核。

未参与调频市场的独立储能等新型经营主体，在实时现货市场沿用日前可靠性机组组合模式下的充放电曲线；同时参与现货电能量和调频市场的独立储能等新型经营主体，按照调频市场的实时调用和AGC指令执行。

原文如下：