冀北电网独立储能参与市场化调度运行与中长期交易方案（试行）

冀北电网独立储能参与市场化调度运行与中长期交易方案（试行）总则为促进冀北地区储能发展应用，建立完善新型储能调度.运行市场化机制，激励新型储能参与系统调节，逐步构建源网荷储高效协同的新型电力系统运行体系，按照《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）、《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》、《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〔2024〕26号）、《关于制定支持独立储能发展先行先试电价政策有关事项的通知》（冀发改能价〔2024〕172号）等有关要求，制订本方案。本方案所称独立储能指具备独立计量、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储能企业。共享储能和新能源配建储能可按照《河北省发展和改革委员会关于开展2024年共享储能转为独立储能项目申报工作的通知》（冀发改能源〔2024〕770号）有关要求转为独立储能，并按照本方案规定执行。本方案适用于电力现货市场运行前，针对独立储能开展的市场化调度运行、中长期电能量交易和容量租赁交易相关规定。当电力现货市场具备运行条件后，逐步向现货市场过渡和融合。独立储能价格机制冀北电网独立储能按自愿原则，选择参与中长期电能量交易、新能源消纳调节服务市场（以下简称“调节服务市场”）、容量租赁交易以及享受容量电价机制。相关价格机制如下：电能量价格：参与中长期电能量交易的独立储能，电能量价格通过市场化方式形成，具体按照本方案第四章相关规定执行。未选择参与中长期电能量交易的独立储能，按照《河北省发展和改革委员会关于制定支持独立储能发展先行先试电价政策有关事项的通知》（冀发改能价〔2024〕172号）相关规定执行，若遇价格政策调整，按最新规定执行。调节服务市场：冀北电网各新能源消纳受限局部地区（以下简称“局部地区”）内的独立储能，可在该局部地区消纳困难时段，优先参与调节服务市场并获得收益，调节服务价格通过市场化方式形成，具体按照本方案第五章相关规定执行。容量租赁交易：独立储能可参与容量租赁交易获得收益，容量租赁交易价格通过市场化方式形成，具体按照本方案第六章相关规定执行。容量电价：独立储能依据全容量并网时间，享受容量电价激励机制，具体按照《河北省发展和改革委员会关于制定支持独立储能发展先行先试电价政策有关事项的通知》（冀发改能价〔2024〕172号）相关规定执行。独立储能向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加，不执行功率因数考核，按规定承担上网环节线损费用。市场成员管理第一节市场成员中长期电能量交易、调节服务市场、容量租赁交易的市场成员包括市场运营机构、电网企业和市场主体。市场运营机构：电力调度机构（冀北电力调度控制中心）和电力交易机构（冀北电力交易中心有限公司）。电网企业：国网冀北电力有限公司。市场主体：中长期电能量交易市场主体包括独立储能主体、发电企业、电力用户、售电公司。调节服务市场主体包括局部地区内的新能源企业、独立储能主体，以及用户侧储能、虚拟电厂、电动汽车等具备自主响应能力、主动参与调节的新业态、新模式。容量租赁交易市场主体包括独立储能主体、需建设配建储能的新能源发电企业。各市场成员权利和义务应满足《电力市场运行基本规则》（中华人民共和国国家发展和改革委员会令第20号）、《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）、《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规〔2023〕1217号）相关要求。独立储能参与中长期电能量交易、调节服务市场、容量租赁交易需满足如下条件：依法取得项目核准或备案文件。为具有独立法人资格（或经法人单位授权）、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。接入公共电网（参与调节服务市场的独立储能并网电压等级不低于35千伏），额定功率不低于10兆瓦，额定功率下充放电时间不低于2小时。与电网企业签订并网调度协议，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，具备独立控制技术条件，具备自动发电控制（AGC）功能，能够可靠接收并执行调度机构AGC系统下达的充放电指令，各类性能指标满足相应要求。具备电力、电量数据分时独立计量与传输条件，数据准确度与可靠性满足结算等相关要求。与电网企业签订《购售电合同》《供用电合同》等。完成储能电站并网验收和调试，满足系统安全稳定运行的技术标准要求，符合并网运行和涉网安全管理规定，具备合格的检测报告。通过安全性评价，取得安全评估实施机构出具的安全性评价报告。按照国家相关政策完成电站消防验收，取得政府消防备案或具备消防检测资质机构出具的验收报告。用户侧储能、虚拟电厂、电动汽车等新业态、新模式参与调节服务市场需满足如下条件：为具有独立法人资格（或经法人单位授权）、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。具备（或通过聚合后具备）有功功率调节能力，最大充（用）放电功率不低于5兆瓦，调节容量不低于2.5兆瓦时。满足电网接入要求，具备独立控制技术条件，具备自动功率控制（APC）功能，能够可靠接收并执行调度机构下达的控制指令，各类性能指标满足相应要求。具备电力、电量数据分时独立计量与传输条件，数据准确度与可靠性满足结算等相关要求。虚拟电厂主体需满足IEC国际标准《虚拟电厂第二部分：用例》（IECTS63189-2）中的技术标准要求。电动汽车等可调节负荷主体需满足《可调节负荷并网运行与控制技术规范》（DL/T2473.1~13-2022）中的技术标准要求。第二节独立储能注册、变更与注销电力交易机构制定《独立储能主体注册规范指引》，规范独立储能注册流程。独立储能在冀北电力交易平台注册时，应提供必要的信息和资料，并对提交信息和资料的真实性、准确性、完整性负责。注册信息和资料包括：企业信息：企业工商信息、法定代表人信息、银行开户信息、联系信息、投资主体关系和实际控制关系信息、股权占比情况。项目（单元）信息：所属地市、储能类型、装机容量、调度名称、并网调度协议、首次并网时间、全容量并网时间、用电单元编号、发电单元编号、关口计量点等。物理运行参数：额定充放电功率、额定充放电时间、额定容量、最大充放电功率、最大充放电持续时间、最大调节容量、充放电深度、充放电爬坡速率等。电站物理运行参数需由具备资质的检测机构出具检测报告，并报送电力调度机构备案。电力交易机构对独立储能注册信息进行完整性核验后，在电力交易平台公示5个工作日，公示无异议的注册生效。参与交易的独立储能，应办理数字安全证书或采取同等安全等级的身份认证手段参与交易。独立储能注册信息发生变更，应在变更之日起5个工作日内在交易平台提交注册信息变更申请，经电力交易机构核验通过后变更生效。独立储能物理运行参数变更的，需书面报告电力调度机构，并在变更后10个工作日内报送参数变更后的检测报告；经电力调度机构确认后5个工作日内在交易平台提交变更申请，电力交易机构核验通过后变更生效。独立储能应至少每年开展一次安全性评价，由安全评估实施机构出具报告后10个工作日内提交电力调度机构，电力调度机构统一报送河北省发改委备案。自愿注销的独立储能应提前向电力交易机构提出注销申请，通过交易平台提交注销资料。已参与电力交易的独立储能，应提前45个工作日向电力交易机构提交注销申请，相关中长期交易合同由该独立储能继续履行，或通过自主协商的方式完成交易合同处理。电力交易机构完成对独立储能的注销申请信息核验后，通过电力交易平台公示5个工作日，公示无异议的注销生效，交易机构将通过公示的独立储能在交易平台注销。公示期间如果存在异议，则注销不能生效，待异议处理完成后，独立储能再次申请注销。独立储能存在以下情形的，经河北省发展改革委或华北能源监管局认定，列入强制退市名单，公示5个工作日，公示通过后退市生效。依法被撤销、解散、工商注销等导致不再符合注册条件。隐瞒有关情况或者提供虚假申请材料等方式违规进入市场，且拒不整改的。严重违反市场交易规则，且拒不整改的。企业违反信用承诺且拒不整改或信用评价降低为不适合继续参与市场交易的。存在重大安全隐患，不能在规定时间内出具安全性评价报告的。法律、法规规定的其他情形。独立储能注册、变更、注销后，电力交易机构在5个工作日内将相关信息推送至电力调度机构。如遇国家对独立储能注册、变更与注销相关政策发生调整，以国家政策要求为准。第三节信息披露各市场成员应按照《电力市场信息披露基本规则》（国能发监管〔2024〕9号）相关规定披露公众信息、公开信息和特定信息。中长期电能量交易独立储能可自愿参与多年、年、季、月、周、多日等中长期电能量交易。电能量交易包括双边协商交易和集中交易两种方式，其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。独立储能在放电时段按发电企业身份参与交易；在充电时段按电力用户身份参与交易，初期暂不能由售电公司代理参与交易。现阶段独立储能以冀北电网峰谷时段为基础参与中长期电能量分时交易，根据市场运行情况适时细化时段划分。在同一时段只能以发电企业或电力用户一种身份参与交易。交易组织流程如下：电力交易机构发布交易公告。市场主体按时间规定申报、确认电量、电价等信息，在电力交易平台出清形成交易结果。电力交易机构发布交易结果。独立储能根据自身发电和储能能力申报，不得超出运行允许范围。为提高工作效率，交易承诺书+交易公告+交易结果视为电子合同，作为相关依据。电力交易机构应缩短交易周期，提升交易频次，适应独立储能发电和储能特性，为独立储能提供灵活调整手段。参与中长期电能量交易的独立储能，在电力系统正常运行时，原则上按照中长期电能量交易结果运行；在发生危及电力系统安全的事故（事件）、电力供应紧张、新能源消纳困难及其他必要情况时，由电力调度机构按需实施调度。市场化调度运行第一节独立储能调度运行原则和要求电力调度机构依法对独立储能进行调度。独立储能调度运行应以保障电力系统安全运行、保障电力可靠供应、促进新能源消纳为优先目标。电力系统正常运行时，独立储能根据自身运行需求申报充放电功率申请，经相关电力调度机构安全校核后下发计划执行。在局部地区新能源消纳困难时段，电力调度机构组织调节服务市场，根据各局部地区内新能源和独立储能自主申报形成的供需关系和出清结果，优化调整独立储能调度计划曲线。调节服务市场运营规则另行发布。在发生危及电力系统安全的事故（事件）、电力供应紧张及其他必要情况时，所有调管范围内的新型储能接受电力调度机构统一直接调用。独立储能需满足如下运行管理要求：独立储能应服从电力调度机构的统一调度，遵守调度纪律，遵守电力系统调度规程，按照电力调度机构指令参与电力系统运行控制。独立储能应向电力调度机构实时上报可充放电功率和容量、荷电状态实时值和上下限等运行状态信息，作为电力调度机构安全调用储能的依据。独立储能应加强储能设施系统及相关技术支持系统运行维护，确保储能电站安全稳定运行。第二节市场化调度运行组织流程日前阶段。日前预计划制定：电力调度机构根据电网运行方式安排、短期负荷预测、独立储能申报的次日充放电功率申请、新能源上报的短期功率预测等信息，开展安全校核，制定并下发各独立储能和新能源日前预计划。参与中长期电能量交易、容量租赁交易的独立储能，申报充放电功率曲线时应综合考虑中长期交易结果、容量租赁交易结果等自身运行需求。日前市场启动：当次日冀北电网局部地区新能源消纳困难、存在调节需求时，电力调度机构启动日前调节服务市场，并发布市场参考信息。日前市场申报：电力调度机构根据各局部地区新能源消纳受限情况，组织各局部地区内独立储能和新能源申报量价曲线。独立储能除申报量价曲线外，还需申报额定充放电功率、额定容量、最大充放电功率、最大充放电持续时间、最大调节容量、充放电深度、充放电爬坡速率等参数。日前市场出清：电力调度机构以15分钟为一个时段，针对次日00:00-24:00共96个时段，根据各市场主体日前申报量价，在考虑电网运行安全约束的前提下，以新能源最大化消纳为目标，根据新能源消纳调节需求和独立储能调节能力，形成市场供需匹配曲线，开展日前市场集中出清，形成日前市场边际出清价格、独立储能充电电力、新能源增发电力。日前出清价格作为市场指导价格，不作为结算依据。日前计划制定：电力调度机构根据日前市场出清结果，制定并下发独立储能、新能源日前计划。日内阶段。日内预计划制定：电力调度机构根据电网运行方式安排、超短期负荷预测、新能源上报的超短期功率预测等边界条件，滚动制定并下发独立储能、新能源日内预计划。日内市场出清和计划制定：电力调度机构以15分钟为一个时段，针对未来1小时共4个时段，在考虑电网运行安全约束的前提下，以新能源最大化消纳为目标，根据新能源消纳调节需求和独立储能调节能力，形成市场供需匹配曲线，滚动开展日内市场集中出清，形成日内市场边际出清价格、独立储能充电电力、新能源增发电力。根据日内市场出清结果，制定并下发独立储能、新能源日内计划。指令下发：实际运行时段，电力调度机构根据日内计划，考虑电网实时运行情况，形成AGC控制指令，下发至各市场主体。容量租赁交易独立储能可自愿参与容量租赁交易，向需建设配建储能的新能源企业出租容量，并获得相应收益。有意向用于容量租赁交易的独立储能在规划建设之前，应将建设选址、租赁区域等意向信息上报河北省发展改革委，河北省发展改革委组织电力调度机构开展预校核后将相关意见反馈独立储能，确保独立储能建成后开展容量租赁交易可发挥相应的调节作用。独立储能自建成并网，完成市场成员注册后，即可开展容量租赁，最大可出租年限暂定为15年。可出租容量为装机容量，暂不考虑容量衰减。独立储能增容后，不改变其整体可租赁年限，相应增加其可租赁容量。独立储能容量租赁交易包括双边协商交易、集中交易等方式，通过冀北电力交易平台开展。独立储能为售方，需配建储能的新能源企业为购方。独立储能容量租赁交易单位为兆瓦，最小量纲为0.1兆瓦，充（放）电时长不低于新能源电站需配建储能要求。原则上容量租赁交易根据需要按月开展。新能源企业租赁储能容量期最低应至当年年底。原则上全年租赁容量和价格保持一致。独立储能每次达成容量租赁交易后，相应扣减其可出租容量，直至将其额定装机容量全部扣除。独立储能租赁的容量不能达到电网运行相关要求时，由电力调度机构出具有关证明，每日出现一次，将日均容量租赁费用的1.2倍在当月容量租赁费用中扣除，每月按日累计，不影响与之达成容量租赁交易合同的新能源企业按合同约定价格支付容量租赁费用。独立储能参与容量租赁交易价格通过交易平台市场化方式形成。独立储能参与容量租赁交易，初期按照平稳起步的原则，可视情况合理设置交易价格上、下限，待市场成熟后逐步取消。交易合同价格经购售双方协商一致后，每年可修改一次。计量、考核与结算电网企业分时计量独立储能上网电量和用网电量，并将计量数据传递至电力交易机构，作为结算基础数据。电能量结算。参与中长期电能量交易的独立储能，上网电量和用网电量均按照“照付不议、偏差结算”原则开展结算。其中，用网电量按照直接交易用户方式结算，上网电量按照发电企业方式结算。交易合同按照约定的电量、电价结算，实际执行与交易合同的偏差电量按对应分时偏差价格结算。1.用网电量的偏差电量按照以下价格分时段结算：各时段超用电量结算价格取各时段冀北用户年度交易分月均价、月度集中竞价交易价格、冀北购华北偏差电价（按照峰谷浮动系数计算分时偏差价格）中最大值。各时段少用电量结算价格取各时段冀北用户年度交易分月均价、月度集中竞价交易价格、冀北购华北偏差电价（按照峰谷浮动系数计算分时偏差价格）中最小值。2.上网电量的偏差电量按照以下价格分时段结算：各时段少发电量结算价格取用网电量对应时段超用价格。各时段超发电量结算价格取用网电量对应时段少用价格。3.当独立储能出现超用/欠发电量电价低于其合同均价，或少用/超发电量电价高于其合同均价情况时，对应偏差电量按其合同均价结算。4.独立储能作为发电与用电市场主体“偏差结算”形成的差额费用纳入市场整体偏差差额费用清算，剔除冀北调管燃煤电厂未分时结算、购华北与用户侧价差形成的差额费用后，按其上网和用网总抄表电量参与剩余差额费用的分摊与返还。未参与中长期电能量交易的独立储能，用网电量按电网企业工商业代理购电价格分时结算，上网电量按当月月度集中竞价交易相应时段市场均价分时结算。调节服务市场考核与结算。独立储能、新能源在正常执行调度指令时，独立储能获得的调节服务费用按各时段市场日内出清价格乘以日内出清调节电量结算，新能源支付的调节服务费用按各时段市场日内出清价格乘以日内出清调节电量结算。独立储能、新能源因自身原因，未能完全按照调度指令执行时，电力调度机构可根据系统运行情况，针对因独立储能、新能源执行偏差产生的调节需求或消纳空间，按照申报价格，调用该局部地区内其他有调节能力的储能，以满足该局部地区调节需求；或调用该局部地区内其他有增发需求的新能源，以充分利用该局部地区消纳空间。被调用的储能和新能源按日内出清价格乘以调节电量分别获得和支付调节服务费用。独立储能因自身原因，在连续7个运行日内出现24个时段及以上充放电电量与该时段内调度指令对应积分电量偏差超过30%时，暂时取消该独立储能参与市场化调度运行资格，待其完善指令执行能力且经过电力调度机构测试后方可再次参与市场化调度运行。独立储能、新能源参与调节服务市场费用由电力调度机构统一进行月度费用核算，纳入电力交易机构结算依据。容量租赁交易结算。容量租赁费通过在独立储能、新能源企业结算的上网电费中增加或扣减相应电费，按月与发电企业电能量电费一并结算。需配建储能的新能源企业未能足额租赁储能容量的，其容量差额部分按照全网当月容量租赁均价的1.2倍支付相应容量租赁费用。独立储能主体租赁的容量不能满足调用需求而扣减的容量电费部分，以及需配建储能新能源企业未能足额租赁储能容量而支付的差额租赁费用部分，每月按照市场化结算电量比例向燃煤发电企业分配。容量电价结算。按照《河北省发展