事关超4GW储能项目！贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案（试行）

　　储能中国网获悉，10月22日，贵州省能源局关于印发《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案(试行)》的通知。其中，文件指出，鼓励以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目。风光水火储多能互补一体化项目(含风光储、风光水储、风光火储、风光水火储等多能互补及一体化项目)所属储能，原则上暂不能转为独立储能项目。

　　文件表示，新型储能参与电力市场交易的方式分为直接参与交易与联合参与交易。

　　直接交易：独立储能以独立经营主体直接参与电力市场，既可作为买电方，也可作为卖电方;

　　联合交易：电源侧或用户侧储能与所属电源或用户联合作为一个整体参与电力市场，只能作为买电或卖电其中一方。

　　配建储能通过技术改造满足条件后，可选择转为独立储能参与电力市场。风光水火储多能互补一体化项目所属储能，原则上暂不能转为独立储能。

　　7月26日，南方电网贵州电网公司开展2024年社会责任日(国企开放日)活动，发布《2023年社会责任实践报告》。《报告》显示，2023年，贵州电网推动新型储能规模达到195万千瓦，规模位居全国前列。

　　另外，截止目前，贵州省能源局下发2024年度风电光伏发电建设规模项目计划共2批次，其中，第一批规模为16.353GW，其中风电项目10.735GW、光伏项目5.618GW。第二批规模为3.45GW，光伏600MW，风电则2.85GW。

　　根据《贵州省新型储能项目管理暂行办法》贵州省集中式风、光发电项目需按不低于装机容量10%/2h配置储能。按此计算，贵州2024年两批次风电、光伏项目配储规模至少1980.3MW/3960.6MWh。

　　那么，截止上述相关数据统计，贵州省的储能规模(含建成、在建、待建)超过4GW。

　　贵州电网储能运行情况及问题思

　　贵州电网有限责任公司电力调度中心副总经理黄晓旭介绍在第12届储能国际峰会暨展览会新型储能与电力市场分论坛上指出，截至2024年4月，贵州电网共投产电化学储能电站16座，备案容量203万千瓦，实际投产195.5万千瓦，其中15座独立储能电站已完成全容量投产，成为南方五省区规模最大的电化学储能基地。

　　黄晓旭表示，受“迎峰度冬”特性影响，贵州电网在冬季的时候电力供应较为紧张，亟需电化学储能做顶峰的支撑。

　　贵州储能政策保障方面主要有四个方面：

　　一是奖励补贴政策，2023年11月30日前全容量建成投运的储能项目给予了一次性奖补，标准的是30元/千瓦时。

　　二是电价政策，充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，放电结算电价按对应电压等级、对应时段贵州电网代理购电用户当月峰平谷销售电价进行分时段结算。

　　三是容量租赁政策，明确示范项目可按装机容量的1.4倍提供租赁服务，要求新能源电厂必须要配置10%的储能容量，价格为150-200元/千瓦时•年;

　　四是调用保障政策，针对储能示范项目，在纳入市场前，年调度放电利用次数不低于300次。

　　从实际调用场景来看，贵州储能调用主要用于高峰顶峰和新能源消纳两个方面。顶峰主要发生在迎峰度冬期间，可以缓解顶峰电力供应的紧张。从近期的运行情况来看，它的场景在发生一些转变，将储能应用于新能源消纳，以解决光伏在午间消纳困难的问题。

　　从储能电站实际运行来看，贵州储能调用还存在一些问题和困难：

　　一是储能调用还是以保障性为主，市场化的运营机制尚未建立。目前储能调用还是以电网需求为主，用以保障电力电量平衡、新能源消纳、断面控制等，主要以调度计划、指令的形式开展调用。

　　二是储能调用的受益主体多元化、政策设计难度大。不同场景的调用，储能产生的价值是不同，受益主体也不同。需要综合考虑，从顶层设计储能调用的机制。

　　三是大规模储能进入电力系统仍有制约因素。从新型电力系统的需求看，储能对于电网安全稳定运行是非常必要，但必须要控制一定的规模，储能不是越多越好，储能的利用小时数也不是越高越好，否则会导致市场无法消纳，调用率不高等问题。

　　贵州依据实际情况，考虑按现货市场开展前后涉及储能参与方式。

　　在现货市场开展前，主要考虑的储能参与的市场类型有中长期电能量市场和调峰、调频等辅助服务市场，这类比较成熟的市场。在现货市场开展后，储能可以参与中长期、现货电能量市场，调频市场以及容量补偿(市场)等。

　　市场机制设计方面，考虑从中长期、现货和辅助服务三个方面进行设计和推进。

　　在中长期电能量市场方面，独立储能可以与其他的市场主体开展中长期，在充电时段收集电量，在放电时段出售电量。交易方向是参与协商、挂牌或集中交易，另外考虑交易电量的一些约束。

　　在现货电能量市场方面，主要考虑报量报价和报量不报价的方式。前期储能规模小考虑只报量不报价，规模逐步扩大之后采取统一报量报价的方式进行参与。

　　在调频辅助服务市场方面，根据独立储能电站调节的里程、出清价格和调频性能指标可以获得对应的调频里程补偿，根据提供的调频容量和市场可以获得对应的调频容量补偿。

　　在调峰辅助服务市场方面，储能主体调峰收益以低谷调峰时段实际充电量和储能边际出清价格作为计算依据。

　　原文及政策解读如下：

　　贵州省能源局关于印发《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案(试行)》的通知

　　黔能源运行〔2024〕68号

　　贵州电网有限责任公司，贵州电力交易中心，各市场主体：

　　为规范新型储能参与电力市场交易，促进新型储能发展应用，加快构建新型电力系统。经研究，现将《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案(试行)》印发你们，请遵照执行。

　　附件：贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案(试行).docx

　　2024年10月21日

　　贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案(试行)

　　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，加快构建新型电力系统，按照《国家发展改革委 国家能源局关于印发<关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见>的通知》(发改能源规〔2020〕234号)、《国家发展改革委 国家能源局关于印发<电力中长期交易基本规则>的通知》(发改能源规〔2020〕889号)、《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)、《国家能源局关于促进新型储能并网和调度运用的通知》(国能发科技规〔2024〕26号)、《国家发展改革委 国家能源局关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》(发改运行〔2024〕119号)等文件有关要求，结合贵州省实际情况，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届三中全会精神和十三届省委五次全会精神，认真落实省委、省政府关于推动储能产业高质量发展部署要求，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、参与交易方式

　　(一)直接参与交易

　　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要求，具有法人资格的新型储能，可作为独立储能以独立经营主体直接参与电力市场。

　　独立储能可与其他市场主体开展电能量交易，充电时段视同电力用户购买电量，放电时段视同发电企业出售电量。

　　(二)联合参与交易

　　电源侧或用户侧新型储能与所属电源或用户联合作为一个整体参与电力市场。其中：发电企业计量关口内并网的电源侧新型储能，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;电力用户计量关口内并网的用户侧新型储能，保持与电力用户作为整体的运行模式，由对应电力用户整体参与电力市场。

　　鼓励以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目。风光水火储多能互补一体化项目(含风光储、风光水储、风光火储、风光水火储等多能互补及一体化项目)所属储能，原则上暂不能转为独立储能项目。

　　三、独立储能市场注册

　　(一)注册条件：

　　1.具备独立计量、控制等技术条件，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。

　　(二)提供包括但不限于以下资料及信息：

　　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。

　　独立储能若涉及基本信息、技术参数等关键信息变化或调整，需按相关上述要求提供相关变更资料。

　　四、独立储能交易品种

　　(一)中长期电能量交易

　　独立储能需带分时量价曲线参与中长期电能量交易。

　　1.交易方式。独立储能可参与年度、月度、多日等周期的双边协商、挂牌和集中竞价交易，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价交易，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。

　　4.交易结算。独立储能中长期电能量市场交易电费按“月清月结”模式结算。独立储能放电时，交易电价按其与电力用户(售电公司)签订的合同结算。独立储能充电时，其相应充电电量按国家规定免收输配电价、政府性基金及附加，充电电价由交易电价、上网环节线损费用、系统运行费用组成，其中交易电价按其与发电企业签订的交易合同结算，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，系统运行费按贵州电网有限责任公司每月公布的标准执行。独立储能峰谷分时电价机制按有关规定执行。

　　5.偏差处理。按照年度中长期交易实施方案有关规定执行。

　　(二)现货电能量交易

　　独立储能按以下规则全电量参与现货市场出清。

　　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。独立储能可选择“报量不报价”或“报量报价”方式参与电力现货市场。其中：“报量不报价”的独立储能企业，以价格接受者方式参与现货市场，只在日前申报运行日充放电曲线(其中：充电曲线为负值，放电曲线为正值);“报量报价”独立储能企业，在日前申报充放电能量价格曲线，起点和终点分别为额定充电放电功率，可自主选择申报运行日结束时刻期望达到的荷电状态。

　　2.日前市场出清。日前市场以社会利益最大化为目标，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。实时市场以社会利益最大化为目标，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电时，采用用户侧统一结算点的分时电价。放电时，独立储能以“报量报价”参与市场，采用所在节点的分时电价;独立储能“报量不报价”参与市场，采用省内发电侧统一出清电价(根据发电机组出清电量、节点电价计算的分时加权平均价格)。

　　5.结算方式。现货市场电能量交易电费按“日清月结”模式对发、用两侧分别结算，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。

　　(三)辅助服务交易

　　独立储能按照《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》《贵州电力调峰辅助服务市场交易规则》等规定，可参与区域调频、跨省备用、调峰等辅助服务市场交易结算。

　　五、职责分工

　　(一)省能源局牵头统筹新型储能参与电力市场，省发展改革委、国家能源局贵州监管办根据职能职责配合推进相关工作，积极组织市场运营机构、电网企业做好经营主体的政策宣贯解读培训，注重防范市场运行风险，推动储能电力市场平稳有序运行。

　　(二)贵州电网公司负责向独立储能提供公平的输配电服务和电网接入服务和报装、计量、抄表、收费等各类供电服务;负责向交易机构提供支撑市场化交易和市场服务所需的相关数据;负责根据交易机构出具的结算依据开展结算。

　　(三)贵州电力交易中心负责向独立储能提供市场注册服务，组织独立储能开展中长期电能量交易;协同电力调度机构组织独立储能参与现货电能量交易和辅助服务交易;负责向独立储能提供中长期及现货电能量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。

　　(四)贵州电网公司电力调度控制中心负责组织独立储能开展现货市场交易和辅助服务交易，协同电力交易机构组织独立储能开展中长期电能量交易;负责独立储能交易结果的安全校核服务，并按照调度规程实施电力调度;按职责负责相关技术支持系统的建设运维。

　　本方案由省能源局负责解释，自印发之日起实施。国家和省另有规定的，按新的规定执行。

　　政策解读 | 贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案(试行)

　　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。根据国家有关要求，在借鉴其他省区经验做法的基础上，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(试行)》(以下简称《方案》)。

　　一、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)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，逐步推动储能电站参与电力市场。

　　(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)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。

　　(三)《国家能源局关于促进新型储能并网和调度运用的通知》(国能发科技规〔2024〕26号)文件明确，各地充分考虑新型储能特点，加快推进完善新型储能参与电能量市场和辅助服务市场有关细则，丰富交易品种，考虑配套政策、电力供需情况，通过灵活有效的市场化手段，促进新型储能“一体多用、分时复用”，进一步丰富新型储能的市场化商业模式。

　　(四)《国家发展改革委 国家能源局关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》(发改运行〔2024〕119号)文件明确，积极推动各类调节资源参与电力市场。明确源网荷各侧调节资源和风光储联合单元、负荷聚合商、虚拟电厂等主体的独立市场地位。

　　二、建立完善新型储能参与电力市场的必要性和可行性

　　(一)必要性

　　一是贯彻落实国家有关政策的需要。推进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。新型储能不仅能够解决新能源消纳和波动性问题，还具有平滑过渡、削峰填谷、调频调压等功能，可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，亟待建立新型储能商业运行模式，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参与交易。

　　(二)可行性

　　一是电力交易市场更加完善。我省电力市场经过多年的发展，相关功能已更加完善，具备支持新型储能项目参与电力市场交易的平台、技术和人才条件。

　　二是可营收模式逐渐多元化。目前，我省峰谷分时电价机制已经建立，上下浮动达到60%，储能项目进入市场交易可通过谷段充电，峰段放电和提供调峰服务获取收益，下一步可进入电力现货市场获取收益。

　　三、《方案》框架结构及主要内容

　　《方案》分为总体要求、交易方式、市场注册、交易品种、组织实施等5部分，具体为：

　　第一部分：总体要求。明确新型储能参与电力市场交易的背景意义和目的。

　　第二部分：交易方式。共2种：一是直接交易，独立储能以独立经营主体直接参与电力市场，既可作为买电方，也可作为卖电方;二是联合交易，电源侧或用户侧储能与所属电源或用户联合作为一个整体参与电力市场，只能作为买电或卖电其中一方。

　　配建储能通过技术改造满足条件后，可选择转为独立储能参与电力市场。风光水火储多能互补一体化项目所属储能，原则上暂不能转为独立储能。

　　第三部分：市场注册。明确独立储能参与电力交易的注册条件和需要提供的资料信息。

　　第四部分：交易品种。目前共3种：中长期电能量交易、现货电能量交易、辅助服务交易。

　　第五部分：组织实施。明确政府部门和电力运营机构职责。

　　来源：贵州省能源局