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调峰补偿0.3元/kWh，华中《两个细则》正式版发布
9月18日，国家能源局华中监管局印发了《华中区域电力辅助服务管理实施细则》、《华中区域电力并网运行管理实施细则》（以下简称《两个细则》）。新版华中区域“两个细则”自印发之日起至2023年底前组织开展模拟运行，2024年1月1日起正式执行。
根据《两个细则》，装机容量4MW/4MWh以上的独立储能、配建储能（与其他类型电源联合的储能）、发电侧主体、负荷侧主体均可作为市场主体，参与电力辅助服务。
辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务，《两个细则》中，明确了储能的补偿标准的有偿辅助服务主要有：有偿一次调频、有偿调峰、有偿无功调节。其中，有偿调峰的补偿标准为300元/MWh（0.3元/kWh）。
《两个细则》明确了用户侧、发电侧主体均需参与辅助服务费用分摊。其中用户侧分摊系数不超过50%，独立储能，调试期根据相关规则分摊辅助服务费用，或根据上网电量分摊辅助服务费用。用户侧独立新型储能按当月下网电量分摊辅助服务费用。
《两个细则》制定了新型储能的并网运行考核条款，包括调度管理、可用功率、可用能量、一调频、AGC、爬坡性能、无功补偿、电压曲线、非计划停运、检修管理、技术指导和管理等考核。
市场主体
发电侧并网主体
火电（燃煤、燃气、燃油、生物质电站等）、水力发电厂、抽水蓄能、风力发电场、光伏（含光热）电站、自备电厂等。
新型储能
具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的独立电化学储能电站。压缩空气、飞轮等独立新型储能电站参照执行。纳入本细则管理的独立新型储能容量不低于4MW/4MWh。
以配建形式存在的新型储能项目，在完成站内计量、控制等相关系统改造并符合相关技术要求的情况下，鼓励与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体，参与电力市场。也可通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，选择转为独立储能项目。
负荷侧主体
负荷侧并网主体：传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的直控型可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）。纳入本细则管理的直控型可调节负荷容量不低于5MW，向上或向下调节能力不低于5MW，持续时间不低于1 小时。
储能可提供的有偿辅助服务
并网主体提供的辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。
基本辅助服务为并网主体必须提供的辅助服务。主要包括基本一次调频、基本调峰、基本无功调节等。
有偿辅助服务指并网主体在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括有偿一次调频、二次调频、有偿调峰、旋转备用、有偿无功调节、自动电压控制（AVC）、黑启动、转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等。
《两个细则》中明确了储能的补偿标准的辅助服务主要有有偿一次调频、有偿调峰、有偿无功调节等。
费用分摊
根据《两个细则》，辅助服务补偿费用来源包括：发电机组和独立新型储能（调试期分摊费用），符合国家和地方有关法律法规以及规范性文件规定的其它资金，不足部分按以下原则分摊：
为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务，补偿费用由相关发电侧并网主体分摊。
为特定电力用户服务的电力辅助服务，补偿费用由相关电力用户分摊。
为电力系统运行整体服务的电力辅助服务，补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊。
其中为电力系统运行整体服务的电力辅助服务的费用分摊具体为：
转动惯量由新能源承担，其余辅助服务费用由发电侧并网主体、用户侧并网主体共同承担。
用户侧并网主体分摊比例系数为k，k 值原则上不超过50%，具体由国家能源局派出机构根据各省实际情况及辅助服务需求确定，国家出台有关文件的，按照最新文件执行。
发电侧并网主体按照上网电量比例分摊，发电厂（场站）及独立新型储能、自备电厂、抽水蓄能等“发用一体”主体采用当月上网电量。
用户侧并网主体按照下网电量比例分摊，市场化用户（含电网企业代理购电用户）为当月用电结算电量，独立新型储能、自备电厂、抽水蓄能等“发用一体”主体采用当月下网电量。负荷聚合商、虚拟电厂等直控型可调节负荷由其对应的电力用户承担分摊责任，不重复分摊。
新型储能并网运行考核
新版《两个细则》制定了详细的新型储能并网运行考核条款。按照《电化学储能电站并网运行与控制技术规范》（DL/T 2246.1～2246.9）、《参与辅助调频的电厂侧储能系统并网管理规范》（DL/T 2313）要求，自第一台PCS 并入电网时纳入考核范围。
新型储能和可调节负荷的运行管理应满足国家法律法规、国家和行业标准及电网稳定性要求，发现不满足相关要求的，每次按额定容量（最大可调节容量）×1 小时的标准进行考核。
新型储能和直控型可调节负荷应确保涉网一、二次设备满足电力系统安全稳定运行及有关国家、行业标准的要求，发现不满足相关要求的，每次按额定容量（最大可调节容量）×1 小时的标准进行考核。
调度管理方面：
不执行或无故拖延执行调度指令，每次按额定容量×1 小时的标准进行考核。
未如实向电力调度机构报告调度指令执行情况，每次按额定容量×0.3 小时的标准进行考核。
未如实向电力调度机构反映一、二次设备运行情况或向电力调度机构错误传送设备实时信息，每次按额定容量×0.3 小时的标准进行考核；未如实向电力调度机构传送设备充放电状态、实时存储能力等信息，每次按额定容量×0.3 小时的标准进行考核；导致延误处理的，每次按额定容量×0.5 小时的标准进行考核。
未经电力调度机构允许，擅自操作调度管辖的一、二次设备，擅自改变一、二次设备运行状态或参数，每次按额定容量×0.5小时的标准进行考核。
在调度管辖设备上发生误操作，未造成后果且未在2 小时内向电力调度机构汇报事故经过或谎报的，每次按额定容量×1小时的标准进行考核；造成后果的，每次按额定容量×5 小时的标准进行考核。
其他依据有关法律、法规及规程规定认定属于违反调度纪律的事项，未造成后果的，每次按额定容量×1 小时的标准进行考核；造成后果的，每次按额定容量×5 小时的标准进行考核。
电力调度机构对新型储能日调度计划曲线执行偏差进行统计和考核：
新型储能于当日11:00 前申报下一日充放电需求曲线，如未按时申报，则下一日最高可调出力默认为当前最高可调出力，电力调度机构于当日的20:00 前发布次日充放电计划曲线。
新型储能日前信息上报率按月进行统计、考核，上报率应达到100%，每降低1 个百分点，按额定容量×0.1 小时的标准考核。
新型储能性能指标应达到额定功率、额定能量，电力调度机构按日统计各类储能功率可用率和能量可用率：
新型储能充电时，功率可用率、能量可用率均应大于90%，低于90%时，按与90%的差距，计算考核电量。
新型储能放电时，功率可用率、能量可用率均应大于80%，低于80%时，按与80%的差距，计算考核电量。
新型储能功率可用率和能量可用率按日进行统计，按月进行考核，月度累计考核电量的最大值不超过全场站当月上网电量的2%。
新型储能功率或能量可用率低于额定值70%时，则每月按额定功率×3 小时进行考核。
一次调频考核：
未具备功能考核。月考核电量=额定功率×3小时。
功能投入情况考核。一次调频功能未投运，月考核电量=1%×额定功率×未投用小时数。
性能考核。20MW/20MWh以上新型储能执行。根据不同的性能水平，考核电量不等。
调频动作正确性考核。不动作或错位动作考核。每次考核电量=额定功率×15分钟。
传送虚假信号考核。一旦发现，取消当月一次调频相关补偿，每次考核电量=额定功率×1小时。
容量4MW/4MWh 及以上的新型储能应具有AGC功能。并且在投运率和调节速率、调节精度、响应时间等方面应满足要求。
对于火储系统，新型储能系统《两个细则》提出了详细的性能要求：
爬坡性能考核
电压曲线考核
新型储能的母线电压曲线越限时间，统计为不合格时间；合格时间与场站并网运行时间的百分比统计为电压合格率。新型储能母线电压曲线合格范围以电力调度机构根据国家和行业技术标准下达的电压曲线范围或电压值偏差的±4%为标准。
电压合格率以99.9%为基准，每降低0.05 个百分点，按当月额定容量×0.25 小时的标准进行考核，当月电压合格率考核电量不高于新型储能额定容量×2.5 小时。全站停电期间，免予考核。非新型储能自身原因造成的母线电压不合格的，该时段免予考核。
无功补偿考核
电力调度机构对安装AVC 装置的新型储能AVC投运率和调节合格率进行考核。
新型储能AVC 投运率不得低于90%。每降低一个百分点（不足一个百分点按一个百分点计）按新型储能额定容量×0.2 小时的标准进行考核，考核电量最大不超过AVC 装置对应新型储能额定容量×0.2小时。
按月统计考核AVC装置调节合格率。调节合格率低于90%的，每降低一个百分点（不足一个百分点按一个百分点计）按机组额定容量×0.2 小时的标准进行考核。考核电量最大不超过AVC 装置对应新型储能额定容量×2.5小时。
非计划停运考核
因配建主体（火电、新能源等）或自身原因造成配建储能系统或新型储能非计划停运的，若一次停运储能单元容量超过全站储能总容量的30%，纳入储能系统或新型储能非计划停运考核范围。
考核电量=每次按全站（配建储能系统）额定容量×3 小时的标准考核。由于电网原因或其他不可抗力因素导致非计划停运的，免于考核。
检修管理考核
新型储能检修工作不能按期完成、擅自减少工作、自身原因导致检修临时取消、自身原因导致输变电设备重复检修等都将面临考核。
技术指导和管理考核
新型储能继电保护、通信设备、自动化设备、电能质量等方面，不满足要求，均面临考核。
