广东：5MW/1h独立储能准入中长期/现货市场，可获深度调峰补偿和系统运行补偿

来源：碳索储能网

2023-09-25 01:03:02

9月21日，国家能源局南方监管局、广东省能源局正式印发《广东省独立储能参与电能量市场交易细则（试行）》。

独立储能需5MW/1h及以上；

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；

可按照“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货电能量交易；以所在节点的小时平均节点电价作为相应时段的充电、放电结算价格；

独立储能的补偿费用包含系统运行补偿和深度调峰补偿。独立储能因非自身原因导致在现货电能量市场中的收益低于运行成本费用和电能量报价费用的较小值时，根据独立储能运行成本费用（或报价费用）与其在现货电能量市场中的收益之差得到系统运行补偿费用。独立储能以“报量不报价”方式参与现货交易的，未因系统需要调整申报充放电计划曲线的时段不纳入系统运行补偿，因系统需要调整申报充放电计划曲线的时段予以补偿。实际补偿费用将统筹考虑新型储能测算成本、辅助服务市场收入、新能源配储租赁收入等因素确定，具体实施办法另行制定。

在电力调度机构评估调峰困难时段（常规机组参与深度调峰时段），参与现货市场交易的独立储能纳入“两个细则”深度调峰补偿计算，即按照市场出清结果要求独立储能电站进入充电状态时，对其充电电量进行补偿。

独立储能同一日可分时参与现货电能量市场和区域调频市场，或分时参与现货电能量市场和跨省备用市场。

具体如下：

独立储能是指直接接入公用电网（包括在发电企业、电力用户计量关口外并网）的新型储能项目，满足以下准入条件的，可作为独立主体参与电能量市场交易：

1．额定功率在5兆瓦及以上，额定功率下可持续充电、放电时间均不低于1小时。（此前，建议稿中为：5MW/2h以上，详见：广东：独立储能可参与双边协商、挂牌和集中竞争交易）

2．具备独立分时正反向计量条件。

3．具备调度直控条件，能够可靠接收和执行电力调度机构实时下达的充放电曲线及控制指令，各类性能指标及技术参数应满足相关要求。

4．具备独立法人资格，或经法人单位授权。

5．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，原则上并网协议、并网调度协议、购售电合同所指单元须保持一致。已参与电能量市场交易的独立储能，原则上不得自行退出市场。相关成本收益纳入输配电价的电网替代性储能，不参与市场交易。

《细则》还指出了中长期和现货交易的交易品种、交易方向、交易方式、现货每段报价最小申报出力区间等内容。

中长期交易：

（一）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。

（二）交易方向

独立储能参与双边协商或挂牌交易，在同一场次中允许买入和卖出双向交易，在同一场次挂牌交易中对同一小时的电量只允许买入或卖出单向交易，以首笔成交方向为准。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买入或卖出单向交易，以首笔成交方向为准。

现货交易：

独立储能可按照“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货电能量交易。

以所在节点的小时平均节点电价作为相应时段的充电、放电结算价格。

以报量不报价方式参与交易的，独立储能申报充放电出力计划曲线，经安全校核后予以出清。以报量报价方式参与交易的，独立储能申报充放电能量价格曲线，经集中优化出清形成出力计划。

每条充放电能量价格曲线可最多申报共10段，每段报价的出力区间长度不得小于以下数值：即max{(额定放电功率－额定充电功率)×5%，1兆瓦}，其中第一段出力区间起点为额定充电功率，最后一段出力区间终点为额定放电功率。

每段报价的电能量价格均不可超过规定的电能量申报价格上下限范围。

《细则》指出了独立储能的电能量电费结算模式、考核条款及补偿费用等内容。

根据放电、充电电量分为两个交易结算单元按“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、考核及返还电费和补偿电费组成。

独立储能充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

功率限高考核：独立储能发生限高指独立储能在未达到最小允许荷电状态时，放电功率上限未达到并网调度协议中额定放电功率的情况。考核系数与常规机组一致。

功率限低考核：独立储能发生限低指独立储能在未达到最大允许荷电状态时，充电功率上限未达到并网调度协议中额定充电功率的情况。考核系数与常规机组一致。

实时调度计划执行偏差考核：考核系数β3为0.2。

系统运行补偿：独立储能因非自身原因导致在现货电能量市场中的收益低于运行成本费用和电能量报价费用的较小值时，根据独立储能运行成本费用（或报价费用）与其在现货电能量市场中的收益之差得到系统运行补偿费用。独立储能以“报量不报价”方式参与现货交易的，未因系统需要调整申报充放电计划曲线的时段不纳入系统运行补偿，因系统需要调整申报充放电计划曲线的时段予以补偿。实际补偿费用将统筹考虑新型储能测算成本、辅助服务市场收入、新能源配储租赁收入等因素确定，具体实施办法另行制定。

深度调峰补偿：起步阶段，在电力调度机构评估调峰困难时段（常规机组参与深度调峰时段），参与现货市场交易的独立储能纳入“两个细则”深度调峰补偿计算，即按照市场出清结果要求独立储能电站进入充电状态时，对其充电电量进行补偿，补偿分摊按照“两个细则”相关规定执行。

《细则》还指出了独立储能参与现货市场与辅助服务市场的衔接规定。

起步阶段，独立储能分时参与现货电能量市场和辅助服务市场，即同一运行日内可选择分时参与现货电能量市场和区域调频市场，或分时参与现货电能量市场和跨省备用市场。

-独立储能于竞价日（D-1日）前在区域调频市场和跨省备用市场交易系统申报运行日参与区域调频市场、跨省备用市场的时段，剔除区域调频市场日前预出清中标或跨省备用市场日前出清中标时段，运行日剩余全部时段参与日前电能量市场，实时市场沿用日前市场时段划分。

-参与现货电能量市场的时段，独立储能根据现货电能量市场出清结果形成充放电曲线。参与辅助服务市场的时段，独立储能充放电量按电能量市场规则结算，其日前出清电量视为0。

在电力供应紧张、调峰困难或调频等辅助服务资源紧张时段，由电力调度机构根据系统运行需要确定独立储能参与市场品种和时段。

以下为政策原文。