《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案（征求意见稿）》发布

北极星售电网获悉，贵州省人民政府8月18日发布《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案(征求意见稿)》。《方案》分为总体要求、独立储能(电网侧储能)交易方式、电源侧储能交易方式、用户侧储能交易方式、职责分工、组织实施等6个部分，具体为：

第一部分：总体要求。明确了贵州省新型储能参与电力市场交易的指导思想，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，加快推进新型储能参与电力市场交易，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。

第二部分：独立储能(电网侧储能)交易方式。该部分共6条。明确了独立储能(电网侧储能)参与交易的准入条件、注册要求以及参与中长期电能量交易、现货交易、辅助服务交易、交易结算等具体方式。其中，准入条件明确要求，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。新型储能参与中长期电量交易明确要求，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。新型储能参与现货电能量交易明确要求，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。

第三部分：电源侧储能交易方式。该部分共3条。明确电源侧储能交易具体要求。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，以及电源侧储能参与交易过程中电能量交易、辅助服务交易和交易结算的具体要求。

第四部分：用户侧储能交易方式。该部分共3条。明确用户侧储能交易具体要求。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，以及用户侧参与交易过程中电能量交易、需求响应交易和交易结算的具体要求。

第五部分：职责分工。该部分共2条。明确新型储能参与电力市场实施过程中市场运营机构和电网企业履职分工情况。其中贵州电力交易中心组织新型储能参与中长期电能量交易，电网公司负责新型储能参与现货市场交易、辅助服务交易、安全校核等工作。

第六部分：组织实施。在省能源局和国家能源局贵州监管办充分发挥部门联合工作机制，积极做好政策宣贯解读培训，防范市场运行风险，确保储能电力市场平稳有序运行。

详情如下：

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。

关于《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案》的起草说明

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，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，不断完善我省新型储能商业运行模式，促进我省新型储能发展应用，促进新型电力系统建设，结合贵州实际情况，我们组织起草了《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案》(以下简称《方案》)。

一、起草背景

(一)国家政策要求

1.《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)文件明确，抽水蓄能和新型储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、促进能源高质量发展、支撑应对气候变化目标实现具有重要意义。建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场，研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。

2.《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)文件明确，加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场。鉴于现阶段储能容量相对较小，鼓励独立储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约，发挥移峰填谷和顶峰发电作用。

3.《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)文件明确，贯彻落实国家绿色发展要求，充分发挥电价信号在引导电力资源优化配置方面的作用，更好地服务以新能源为主体的新型电力系统建设，促进能源绿色低碳发展，提高电力系统运行效率。

(二)我省现实需要

根据我省新能源和可再生能源发展“十四五”规划，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。

结合新能源的发展情况，我省今年5月已启动了新型储能产业中长期发展规划，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300万千瓦左右，到“十五五”末全省新型储能装机规模达600万千瓦左右。

二、制定依据

(一)《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)

(二)《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)

(三)《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)

三、必要性和可行性

(一)必要性

一是贯彻落实国家有关政策的需要。开展新型储能参与电力市场化交易是落实国家关于推动储能产业高质量发展的部署，是推动能源绿色转型，加快构建新型电力系统，稳步推进“双碳”目标落地落实，促进能源高质量发展的重要途径。

二是促进新型储能高质量发展。新型储能能够解决新能源消纳和波动性问题，调节负荷，具有平滑过渡、削峰填谷、调频调压等功能，大幅提高电力系统的安全性与稳定性，是构建新型电力系统不可或缺的组成部分。为促进新型储能健康发展，继续建立新型储能商业运行模式，亟待建立完善符合新型储能特点的电力市场体制机制，推动新型储能逐步进入市场交易。

(二)可行性

一是电力交易系统和平台已逐步完善。我省电力市场化交易经过多年的发展，目前我省电力交易系统、平台已具备多品种交易的能力，相关功能已逐步完善。

二是通过市场交易方式疏导储能项目建设成本。通过文件明确独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，鼓励新型储能作为独立主体参与各类电力市场交易，通过参与中长期交易、现货交易、需求响应交易等市场获得收益，通过参与辅助服务市场提供调峰、调频、备用等辅助服务获得收益，疏导新型储能项目建设成本。

四、起草过程

结合国家相关办法、规程，我们从2023年二季度开始组织起草《方案》初稿，经反复讨论形成了征求意见稿。

6月15日，发函征求省发展改革委、国家能源局贵州监管办、省电网公司、贵州电力交易中心、各市(州)能源主管部门、有关发电企业、有关售电公司、有关市场用户等单位意见，共收到41条建议，其中，采纳9条;未采纳10条;无意见22条，具体情况见附件。

五、《方案》框架结构和主要内容

《方案》分为总体要求、独立储能(电网侧储能)交易方式、电源侧储能交易方式、用户侧储能交易方式、职责分工、组织实施等6个部分，具体为：

第一部分：总体要求。明确了贵州省新型储能参与电力市场交易的指导思想，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，加快推进新型储能参与电力市场交易，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。

第二部分：独立储能(电网侧储能)交易方式。该部分共6条。明确了独立储能(电网侧储能)参与交易的准入条件、注册要求以及参与中长期电能量交易、现货交易、辅助服务交易、交易结算等具体方式。其中，准入条件明确要求，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。新型储能参与中长期电量交易明确要求，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。新型储能参与现货电能量交易明确要求，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。

第三部分：电源侧储能交易方式。该部分共3条。明确电源侧储能交易具体要求。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，以及电源侧储能参与交易过程中电能量交易、辅助服务交易和交易结算的具体要求。

第四部分：用户侧储能交易方式。该部分共3条。明确用户侧储能交易具体要求。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，以及用户侧参与交易过程中电能量交易、需求响应交易和交易结算的具体要求。

第五部分：职责分工。该部分共2条。明确新型储能参与电力市场实施过程中市场运营机构和电网企业履职分工情况。其中贵州电力交易中心组织新型储能参与中长期电能量交易，电网公司负责新型储能参与现货市场交易、辅助服务交易、安全校核等工作。

第六部分：组织实施。在省能源局和国家能源局贵州监管办充分发挥部门联合工作机制，积极做好政策宣贯解读培训，防范市场运行风险，确保储能电力市场平稳有序运行。

附件：《方案》(征求意见稿)意见汇总表