索比光伏网
我要投稿
关于公开征求《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案（征求意见稿）》意见建议的函
8月18日，贵州能源局发布了《关于公开征求<贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案(征求意见稿)>意见建议的函》(简称:《方案》)，明确了独立储能(电网侧储能)、电源侧储能和用户侧储能均可参与中长期、现货等市场交易，以及相应的价格机制、市场准入条件等。
其中独立储能可参与中长期电能量交易，以报量报价/报量不报价两种方式参与现货电能量交易，并可参与辅助服务交易。
电源侧储能联合发电机组，可参与中长期电能量交易，以报量报价方式参与现货电能量交易，并可参与辅助服务交易。
用户侧储能联合电力用户，可参与批发(中长期、现货)或零售电能量交易，其中以报量不报价方式参与现货电能量交易，并可参与需求响应交易。
此外《方案》明确了独立储能是指直接接入公用电网的新型储能项目(在发电企业、电力用户计量关口外并网)，满足准入条件的，可作为独立市场主体参与交易。从准入条件上，还需具备独立分时正反向计量条件，且已选择市场交易的独立储能，全电量参与电力市场化交易，不得自行退出市场。
一旦进入市场，此前贵州发布的2023年独立储能示范项目的收益模型也将有所调整。 重点内容摘要如下：
独立储能准入条件
准入条件：
具备独立分时正反向计量条件，以独立主体身份按要求签订《并网协议》、《并网调度协议》、《购售电合同》等。
2.具备调度直控条件，能够可靠接收和执行调度机构实时下达的充放电指令，各类性能指标及技术参数应满足相关要求。
3.具备独立法人资格，或经法人单位授权。
4.已选择市场交易的独立储能，全电量参与电力市场化交易，不得自行退出市场。
独立储能进入中长期交易 可不承担输配电价、政府基金附加
独立储能可参与中长期交易品种、方向和交易电量约束：
1.交易品种
独立储能可参与年度、月度、多日等周期的双边协商、挂牌和集中竞争交易，具体以实际交易安排为准。
2.交易方向
独立储能参与双边协商或挂牌交易，在同一场次中允许卖出和买入双向交易。独立储能参与集中竞争交易，在同一场次中对同一标的只允许卖出或买入单向交易，以首笔成交方向为准。
3.交易电量约束
根据独立储能充放电能力，设置独立储能交易电量约束，具体以相关细则及交易安排为准。 与此前2023 年示范项目不同的是，示范项目的充放电电量交易电价结算标准：向电网的送电结算电价，按照对应电压等级、对应时段贵州电网代理购电用户当月峰平谷销售电价(不含输配电价和政府性基金及附加) 进行分时段结算。充电电价根据贵州今年6月底出台的《省发展改革委关于完善峰谷分时电价机制有关事项的通知(黔发改价格〔2023〕481号)》，将电储能用户用电纳入执行执行峰谷分时电价。
《方案》中则规定了参与中长期交易的独立储能的充电电量交易电价由市场主体双方自行协商，放电电量交易电价按其与电力用户(售电公司)签订的交易合同进行结算。 《方案》提出独立储能中长期市场交易价格：
独立储能可与其他市场主体开展中长期交易，在充电时段视同电力用户购买电量，在放电时段视同发电企业出售电量。
充电电价：独立储能中长期电能量市场合约电费按“月清月结”模式结算，其相应充电电量按规定不承担输配电价和政府性基金及附加，由交易电价、上网环节线损费用、系统运行费用组成，其中交易电价由市场主体双方自行协商，上网环节线损费用根据交易电价和国家核定的上网环节综合线损率计算，系统运行费标准按贵州电网公司每月公布的标准执行。
放电电价：其相应放电电量交易电价按其与电力用户(售电公司)签订的交易合同进行结算。
独立储能全电量参与现货出清 充放电电价采用所在节点的分时电价
独立储能可参与现货交易方式、出清、价格、结算：
独立储能全电量参与现货市场出清，具备条件时采用报量报价方式参与，不具备条件时可考虑采用报量不报价等其他方式参与。
现货市场申报
独立储能须通过电力市场交易系统进行现货电能量市场交易申报，若该独立储能未按时申报，则按照缺省申报信息参与市场出清。
2.日前市场出清
日前市场以社会福利最大化为目标，结合独立储能充放电功率、荷电状态等情况，采用安全约束机组组合，安全约束经济调度方法进行出清，形成独立储能充放电日前计划曲线及分时电价。
3.实时市场出清
实时市场以社会福利最大化为目标，基于日前市场的独立储能充放电，荷电状态曲线进行出清。
4.现货市场价格
独立储能现货市场充放电价格均采用所在节点的分时电价。
现货市场电费按“日清月结”模式结算，由中长期合约电费、中长期阻塞电费、日前偏差电费、实时偏差电费、考核电费和分摊返还电费等组成。 此外，独立储能可参与区域、省内辅助服务市场规则：
独立储能按照南方区域两个细则、南方区域调频及备用服务市场交易规则、贵州电力调峰及黑启动辅助服务市场交易规则等规定，参与区域调频、跨省备用、调峰等辅助服务市场交易。 贵州省新能源和可再生能源发展“十四五”规划提出，到2025年底，贵州新能源与可再生能源发电装机达6546万千瓦以上。随着电、光伏发电持续大规模接入电网，电力系统急需增加调节负荷，以提升新能源消纳能力和电力供应保障能力。 目前已完成《贵州省新型储能产业中长期发展规划(2023—2030年)》初稿编制，规划到“十四五”末全省新型储能装机规模达300万千瓦(3GW)左右，到“十五五”末全省新型储能装机规模达600万千瓦(6GW)左右。
以下为《方案》原文。
关于公开征求《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案（征求意见稿）》意见建议的函
为贯彻落实国家和省委、省政府关于推动储能产业高质量发展的部署，促进我省新型储能发展应用，加快构架新型电力系统，按照《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕1051号)等有关文件要求，我局组织起草了《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案(征求意见稿)》，现向社会公开征求意见，请于2023年9月18日前书面正式反馈为谢。
附件：1.《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案(征求意见稿)》
2.关于《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案(征求意见稿)》的起草说明
《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案(征求意见稿)》意见汇总及采纳情况表
2023年8月18日
贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案
为贯彻落实国家和省委、省政府关于推动储能产业高质量发展的部署，促进我省新型储能发展应用，加快构架新型电力系统，按照《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕1051号)、《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》(发改办运行〔2022〕475号)、《省发展改革委关于完善峰谷分时电价机制有关事项的通知》(黔发改价格〔2023〕481号)等有关要求，结合贵州实际情况，制定本方案。
一、总体要求
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大精神，认真落实省委、省政府关于推动储能产业高质量发展一系列部署要求，建立健全新型储能参与电力市场机制，加快推动新型储能参与电力市场交易，逐步建立涵盖中长期、现货和辅助服务市场的新型储能交易体系，逐步完善贵州新型储能商业运行模式，建立新型储能价格市场形成机制，激励储能技术多元化发展应用，提升电力系统调峰、调频、爬坡等灵活调节能力，保障电力安全可靠供应，促进清洁能源消纳，助力储能产业高质量发展。
二、独立储能(电网侧储能)交易方式
独立储能是指直接接入公用电网的新型储能项目(在发电企业、电力用户计量关口外并网)，满足准入条件的，可作为独立市场主体参与交易。
(一)准入条件
1.具备独立分时正反向计量条件，以独立主体身份按要求签订《并网协议》、《并网调度协议》、《购售电合同》等。
2.具备调度直控条件，能够可靠接收和执行调度机构实时下达的充放电指令，各类性能指标及技术参数应满足相关要求。
3.具备独立法人资格，或经法人单位授权。
4.已选择市场交易的独立储能，全电量参与电力市场化交易，不得自行退出市场。
(二)注册要求
独立储能注册时需要向市场运行机构提供的资料及信息包括但不限于：
1.基本信息。已完成投产并具备并网运行条件的相关资料、注册申请表、法定代表人或负责人身份证件、营业执照、投资主体关系和实际控制关系信息等。
2.技术参数。依据相关文件提供储能类型、额定功率、额定容量、放电深度、单次充放电时长、响应速率、最大充放电次数等技术参数。
(三)中长期电能量交易
独立储能可与其他市场主体开展中长期交易，在充电时段视同电力用户购买电量，在放电时段视同发电企业出售电量。
1.交易品种
独立储能可参与年度、月度、多日等周期的双边协商、挂牌和集中竞争交易，具体以实际交易安排为准。
2.交易方向
独立储能参与双边协商或挂牌交易，在同一场次中允许卖出和买入双向交易。独立储能参与集中竞争交易，在同一场次中对同一标的只允许卖出或买入单向交易，以首笔成交方向为准。
3.交易电量约束
根据独立储能充放电能力，设置独立储能交易电量约束，具体以相关细则及交易安排为准。
(四)现货电能量交易
独立储能全电量参与现货市场出清，具备条件时采用报量报价方式参与，不具备条件时可考虑采用报量不报价等其他方式参与。
1.现货市场申报
独立储能须通过电力市场交易系统进行现货电能量市场交易申报，若该独立储能未按时申报，则按照缺省申报信息参与市场出清。
2.日前市场出清
日前市场以社会福利最大化为目标，结合独立储能充放电功率、荷电状态等情况，采用安全约束机组组合，安全约束经济调度方法进行出清，形成独立储能充放电日前计划曲线及分时电价。
3.实时市场出清
实时市场以社会福利最大化为目标，基于日前市场的独立储能充放电，荷电状态曲线进行出清。
4.现货市场价格
独立储能现货市场充放电价格均采用所在节点的分时电价。
(五)辅助服务交易
独立储能按照南方区域两个细则、南方区域调频及备用服务市场交易规则、贵州电力调峰及黑启动辅助服务市场交易规则等规定，参与区域调频、跨省备用、调峰等辅助服务市场交易。
(六)交易结算
独立储能中长期电能量市场合约电费按“月清月结”模式结算，其相应充电电量按规定不承担输配电价和政府性基金及附加，由交易电价、上网环节线损费用、系统运行费用组成，其中交易电价由市场主体双方自行协商，上网环节线损费用根据交易电价和国家核定的上网环节综合线损率计算，系统运行费标准按贵州电网公司每月公布的标准执行。其相应放电电量交易电价按其与电力用户(售电公司)签订的交易合同进行结算。
现货市场电费按“日清月结”模式结算，由中长期合约电费、中长期阻塞电费、日前偏差电费、实时偏差电费、考核电费和分摊返还电费等组成;独立储能参与辅助服务市场相关费用按照南方区域及贵州电力辅助服务市场交易规则进行结算。
三、电源侧储能交易方式
在发电企业计量关口内并网的电源侧储能，保持与发电企业作为整体的运行模式，由对应发电企业整体参与电力市场交易。
(一)电能量交易
电源侧储能联合发电机组，按照贵州电能量市场规则参与电能量交易，在中长期市场参与年度、月度、多日等周期的双边协商、挂牌和集中竞争交易，在现货市场以报量报价的方式参与交易。
(二)辅助服务交易
电源侧储能联合发电机组按照南方区域两个细则、南方区域调频及备用服务市场交易规则、贵州电力调峰及黑启动辅助服务市场交易规则等规定，参与区域调频、跨省备用、调峰等辅助服务市场交易。
(三)交易结算
电源侧储能联合发电机组的电能量市场电费作为对应发电企业市场交易电费的组成部分，按照贵州电能量市场规则结算;电源侧储能联合发电机组参与辅助服务市场相关费用按照辅助服务市场交易规则进行结算。
四、用户侧储能交易方式
在电力用户计量关口内并网的用户侧储能，保持与电力用户作为整体的运营模式，由对应电力用户整体参与市场交易。
(一)电能量交易
用户侧储能联合电力用户，按照贵州电能量市场规则参与批发(中长期、现货)或零售电能量交易，根据峰谷价差削峰填谷降低购电成本。其中，用户侧储能联合直接参与批发市场的电力用户，在中长期市场参与年度、月度、多日等周期的双边协商、挂牌和集中竞价交易，在现货市场以报量不报价的方式参与交易;用户侧储能联合参与零售市场交易的电力用户，与售电公司签订零售合同。
(二)需求响应交易
用户侧储能联合电力用户参与日前邀约需求响应等交易品种，按照市场竞价出清价格和有效响应容量获得需求响应收益，对需求响应执行情况开展评价。
(三)交易结算
用户侧储能联合电力用户的电能量市场电费作为对应用户的市场交易电费组成部分，按照贵州电能量市场规则结算;用户侧储能联合电力用户的需求响应电费，按照贵州市场化需求响应交易规则结算。
五、职责分工
(一)市场运行机构
市场运营机构依据本实施方案，配合制定新型储能参与电力市场交易细则。
贵州电力交易中心负责新型储能的市场注册和管理，组织新型储能参与中长期电能量交易;会同电力调度机构组织新型储能参与现货电能量交易和辅助服务交易;负责向新型储能提供市场交易的结算依据和服务;按职责负责相关技术支持系统的建设运维。
贵州电网公司电力调度中心负责新型储能参与现货市场交易、辅助服务交易、安全校核，会同电力交易机构组织新型储能参与中长期电能量交易;负责建立健全新型储能调度运行机制，按照相应规程对新型储能实施电力调度;按职责负责相关技术支持系统的建设运维。
(二)电网企业
负责向新型储能提供公平的输配电、电网接入和计量服务，负责根据贵州电力交易中心出具的结算依据开展电费结算。
六、组织实施
在省深化电力体制改革部门间联席会议的统筹部署下，贵州省能源局、贵州省发展改革委、国家能源局贵州监管办充分发挥部门联合工作机制，积极组织市场运营机构、电网企业和市场主体研究，加快制定独立储能市场交易细则，完善独立储能调度运行机制，积极做好政策宣贯解读培训，注重防范市场运行风险，确保储能电力市场平稳有序运行，确保电力供应安全可靠。
