青海新型储能参与电力市场交易方案及规则征求意见：新能源配储不低于15%/2h！

9月18日，青海电力市场管理委员会秘书处关于征求青海省新型储能参与电力市场交易方案及规则等意见建议的通知。

《青海省新型储能参与电力市场交易方案》提到，加快推动青海省新型储能发展，明确新型储能市场定位，建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主参与电力市场交易，坚持以市场化方式形成价格，持续完善独立储能调度运行机制，发挥新型储能技术优势，提升新型储能利用水平，保障储能合理收益，强化电力系统调峰、调频、备用、爬坡等灵活调节能力，保障电力可靠供应，促进清洁能源消纳，助力储能产业高质量发展。

新型储能指除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的电化学、压缩空气、重力机械、飞轮等形式的储能项目。

新型储能按电力市场主体类型分为独立储能、电源侧储能、用户侧储能三类。

独立储能可参与电力中长期电能量市场、现货电能量市场、辅助服务市场及容量市场的各类交易（含容量租赁等）。独立储能参与电能量市场交易具有两种市场角色，在充电时段视同电力用户，在放电时段视同发电企业参与交易。

独立储能交易时段划分为高峰时段7:00-9:00，19:00-23:00；低谷时段10:00-16:00；其余时间为平时段。

独立储能可选择参加年度、月度、月内（多日）周期的交易，与其他市场主体通过双边协商交易、集中交易方式达成交易。

双边协商交易时，独立储能与发电企业、电力用户分别协商确定每日充电、放电时段和电量。集中交易时，独立储能选择以电力用户身份、发电企业身份分别申报出清。因充放电交易电量不匹配等原因无法履约时，独立储能可通过合同转让或合同变更交易处理。独立储能交易申报不应超过其充放电能力，每日充电和放电时段不能重叠，交易价格由市场化方式形成。独立储能与发电企业可在低谷时段、平时段开展充电电力电量交易。

独立储能与电力用户(售电公司）可在高峰时段开展放电电力电量交易。集中交易时，低谷时段交易申报价格浮动比例，在平时段交易电价的基础上下浮不低于65%；高峰时段交易价格申报浮动比例在平时段交易电价的基础上上浮不低于63%；平时段交易申报价格上限为青海省平价新能源上网基准电价，平时段申报交易价格下限为青海省平价新能源上网基准电价下浮10%。独立储能充电未形成分时交易价格时，可视同大工业用户，购电价格执行政府现行峰谷分时电价政策。

新建新能源项目应配建储能容量原则上不低于新能源项目装机容量的15%，充放电时长不低于2小时。

电源侧储能原则上只利用自身发电电量充电，自身不主动从电网净下网电量；放电电量纳入该发电企业上网电量统一结算。以储能所属市场主体为结算对象，依据青海电力市场相关结算规则及结算流程进行结算。

用户侧储能原则上只将下网电量自储自用，自身不主动向电网净上网电量；充电电量纳入该电力用户用电量统一结算。以储能所属市场主体为结算对象，依据青海电力市场、需求响应相关结算规则及结算流程进行结算。

《青海省新型储能参与电力市场交易规则》提到，新型储能按电力经营主体类型分为独立储能、电源侧储能、用户侧储能三类。

独立储能可参与电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场及容量市场的各类交易(含容量租赁等)。

独立储能应提前在常规交易模式和共享交易模式两种模式中选择一种参与交易。

独立储能全电量参与集中式现货市场出清。现货市场出清时，将独立储能充电时作为电力用户，放电时作为发电企业两种角色参与集中优化出清，形成独立储能充放电计划曲线及分时电价。

独立储能既可以参与电能量市场，也可以参与辅助服务市场。独立储能参与辅助服务市场在放电、充(用)电时分别按发电主体、用电主体参与辅助服务市场，同等接受各类考核。提供辅助服务过程中产生的电量，按照西北区域辅助服务市场规则、青海电力辅助服务市场规则及相关实施细则执行。

对于未按期、足额配建储能的新能源发电企业，并仍未参与容量租赁交易或未达成交易结果的，自新能源电站并网之日起对其辅助服务费用分摊设置3倍惩罚系数，同时在存在弃风弃光情况时优先承担发电受限影响。

独立储能中长期合同电量部分按照“照付不议”原则结算，充电合同支付购电费用，放电合同获得售电收入。