各设区市发展改革委，韩城市发展改革委、杨凌示范区发展改革局、神木市发展改革局、府谷县发展改革局，国家电网西北分部、国网陕西省电力有限公司，陕西电力交易中心有限公司，有关储能企业：
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
为加快推动陕西省新型储能健康发展，助力我省新型电力系统建设，按照《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）文件精神，陕西省发展改革委、国家能源局西北监管局结合陕西电力系统运行和市场发展需要，充分征求相关市场主体意见建议后，编制形成《陕西省新型储能参与电力市场交易实施方案》，现予以印发。
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、经信委（工信委、工信厅、工信局、经信厅）、能源局，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司：
为贯彻落实《中共中央、国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，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）有关要求，进一步明确新型储能市场定位，建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，提升新型储能利用水平，引导行业健康发展，现就有关事项通知如下。
为推动陕西新型储能健康发展，助力新型电力系统建设，依据《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）和陕西电力市场有关规则，结合陕西实际，制定本方案。
新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的重要组成部分。
要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展。
加快推动陕西省新型储能发展，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，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，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，强化电力系统顶峰、调峰、调频、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。
二、新型储能可作为独立储能参与电力市场。
二、新型储能主体类型
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，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。
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、全钒液流、飞轮等形式的储能项目。
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。
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。
按照《国家发展改革委、国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号）有关要求，涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。
以配建形式存在的新型储能项目，在完成站内计量、控制等相关系统改造并符合相关技术要求情况下，鼓励与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体，按照现有相关规则参与电力市场。
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，具有法人资格的新型储能，作为独立主体参与电力市场。
各地根据市场放开电源实际情况，鼓励新能源场站和配建储能联合参与市场，利用储能改善新能源涉网性能，保障新能源高效消纳利用。
随着市场建设逐步成熟，鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式。
1.具有法人资格、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。
2.与电网企业签订《并网调度协议》，已接入调度自动化系统且可被电网企业监控和调度。
3.具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足结算要求。
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。
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。
4.直接参与批发市场交易的独立储能额定功率不低于6兆瓦，额定功率下充、放电时间不低于2小时。
独立储能应在陕西电力交易中心有限公司（简称交易中心）完成注册，提供的信息和资料包括但不限于：
鼓励独立储能按照辅助服务市场规则或辅助服务管理细则，提供有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务等辅助服务，以及在电网事故时提供快速有功响应服务。
1.基本信息：企业工商信息、联系信息、投资主体关系信息、银行账户信息、开票信息及对应证明材料；
辅助服务费用应根据《电力辅助服务管理办法》有关规定，按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。
政府核准（备案）文件、并网调度协议、购售电合同、供用电合同等，及已完成投产并具备并网运行条件的相关资料等。
2.技术参数：项目所属区域、调度名称、储能类型、接入电压等级、电站容量、充（放）电功率、放电深度、充放电时长、响应速率等。
对于暂未参与市场的配建储能，尤其是新能源配建储能，电力调度机构应建立科学调度机制，项目业主要加强储能设施系统运行维护，确保储能系统安全稳定运行。
电源侧储能指在发电企业（场站）计量关口内并网的，与发电企业联合运行且归属于同一结算主体的新型储能。
燃煤发电等其他类型电源的配建储能，参照上述要求执行，进一步提升储能利用水平。
用户侧储能指在电力用户计量关口内并网的，与电力用户联合运行且归属于同一结算主体的新型储能。
电源侧储能、用户侧储能不单独履行市场主体注册手续。
各地要根据电力供需实际情况，适度拉大峰谷价差，为用户侧储能发展创造空间。
已注册且拥有自用储能的发电企业或电力用户应补充提供储能电站相关信息和资料。
根据各地实际情况，鼓励进一步拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格，引导用户侧主动配置新型储能，增加用户侧储能获取收益渠道。
未注册的拥有自用储能的发电企业或电力用户按照自身属性进行注册并参与交易。
鼓励用户采用储能技术减少自身高峰用电需求，减少接入电力系统的增容投资。
电压等级在10千伏及以上或装机不低于6兆瓦的电源侧储能、用户侧储能应完成站内计量、控制等系统改造，满足电网调度监控技术条件有关要求。
各地要加强电网侧储能的科学规划和有效监管，鼓励电网侧根据电力系统运行需要，在关键节点建设储能设施。
电源侧储能、用户侧储能通过技术改造满足有关要求、符合独立储能市场准入条件时，可申请转换为独立储能。
研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场；
市场主体应在陕西电力交易中心完成身份转换及注册变更手续。
探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。
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（含容量补偿机制等）。
在新版《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》基础上，各地要结合实际、全面统筹，抓紧修订完善本地区适应储能参与的相关市场规则，抓紧修订完善本地区适应储能参与的并网运行、辅助服务管理实施细则，推动储能在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用。
也可根据市场主体意愿，只选择参加其中一类或几类交易。
各地要建立完善储能项目平等参与市场的交易机制，明确储能作为独立市场主体的准入标准和注册、交易、结算规则。
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。
新型储能项目建设应符合《新型储能项目管理规范（暂行）》等相关标准规范要求，主要设备应通过具有相应资质机构的检测认证，涉网设备应符合电网安全运行相关技术要求。
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。
储能项目要完善站内技术支持系统，向电网企业上传实时充放电功率、荷电状态等运行信息，参与电力市场和调度运行的项目还需具备接受调度指令的能力。
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。
电力交易机构要完善适应储能参与交易的电力市场交易系统。
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。
电力企业要建立技术支持平台，实现独立储能电站荷电状态全面监控和充放电精准调控，并指导项目业主做好储能并网所需一、二次设备建设改造，满足储能参与市场、并网运行和接受调度指令的相关技术要求。
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回购交易处理。
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。
国家发展改革委、国家能源局总体牵头，各地要按照职责分工明确相关牵头部门，分解任务，建立完善适应新型储能发展的市场机制和调度运行机制，对工作推动过程中有关问题进行跟踪、协调和指导。
为充分利用储能资源，现阶段独立储能也可不与特定对象达成购电或售电交易，而是选择参与充放电曲线申报。
地方政府相关部门和国家能源局派出机构要按照职责分工落实储能参与电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场等相关工作，同步建立辅助服务和容量电价补偿机制并向用户传导。
即储能在运行日规定时间前通过交易平台申报每日充电、放电时段和电量曲线，以价格接受者身份形成充放电价格，经陕西电力交易中心合规审核和调度安全校核通过后，形成独立储能充放电最终交易结果。
充分发挥全国新型储能大数据平台作用，动态跟踪分析储能调用和参与市场情况，探索创新可持续的商业模式。
独立储能应在执行月前一个月选择上述两种模式中的一种参与，确认后执行月内不得更改。
在与其他市场主体达成交易的合同周期内，独立储能不可再参与充放电曲线申报。
地方政府相关部门和国家能源局派出机构要研究细化监管措施，加强对独立储能调度运行监管，保障社会化资本投资的储能电站得到公平调度，具有同等权益和相当的利用率。
各地要加强新型储能建设、运行安全监管，督促有关电力企业严格落实《国家能源局综合司关于加强电化学储能电站安全管理的通知》（国能综通安全〔2022〕37号）要求，鼓励电力企业积极参加国家级电化学储能电站安全监测信息平台建设，在确保安全前提下推动有关工作。
现货市场运行后，独立储能可不参加中长期市场，只参加现货市场，充电电量、放电电量全部按现货市场价格及规则结算。
各地要根据本地新型储能现状和市场建设情况，制定细化工作实施方案，并抓好落实。
在集中式现货模式下，独立储能也可既参与中长期市场又参与现货市场，中长期合同电量按合同价格结算，偏差电量按现货市场价格及规则结算。
有关工作考虑和进展情况请于9月30日前报送国家发展改革委、国家能源局。
以社会福利最大化为目标，将充放电功率和荷电状态作为约束条件之一，采用安全约束机组组合（SCUC）和安全约束经济调度（SCED）算法进行出清，形成独立储能充放电计划曲线。
暂不具备条件时，也可采用“报量不报价”方式参与，接受现货出清价格。
具体事项按照陕西省电力现货市场交易相关实施细则执行。
独立储能参与辅助服务市场按照西北区域、陕西电力辅助服务市场相关规则执行。
调度机构因保安全、保平衡、保消纳等电网运行需要，在市场化手段用尽情况下有权调整独立储能电站的充放电功率及时段。
调度机构应通过交易平台披露独立储能应急调用相关情况，包括调用原因、调用时段、调用电力等情况。
实际充电电量按陕西电力市场用户侧结算规则结算，实际放电电量按照陕西电力市场发电侧结算规则结算。
结合西北区域、陕西电力辅助服务市场相关规则，做好中长期交易合同电量、辅助服务出清电量与偏差电量的清分和结算。
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。
其中，参与充放电曲线申报出清的充电电量按当月用户侧省内中长期交易对应时段均价结算，放电电量按当月发电侧省内中长期交易对应时段均价结算；
未形成对应时段交易价格时，充电电量、放电电量按最近月份月度集中竞价交易均价结算。
现货市场未运行前，独立储能参与应急调度涉及的交易日，其所有充放电均不考虑偏差，按照参与充放电曲线申报出清电量对应的价格结算。
因应急调度原因造成的独立储能电能量费用损益纳入不平衡资金。
独立储能充电时视为电力用户，充电价格执行陕西省分时电价政策。
独立储能向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
电源侧储能与所属发电企业视为一个整体，维持发电属性不变，按照现行市场规则参与批发市场中长期市场、现货市场和辅助服务市场交易等。
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；
以储能所属市场主体为结算对象，依据陕西电力市场相关结算规则及结算流程进行结算。
用户侧储能与其所属电力用户视为一个整体，维持用电属性不变，按照现行市场规则参与批发市场中长期市场、现货市场、辅助服务市场交易，零售市场交易和需求响应市场等。
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；
以储能所属市场主体为结算对象，依据陕西电力市场、需求响应相关结算规则及结算流程进行结算。
陕西电力交易中心负责编制新型储能参与电力市场交易细则；
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；
配合调度机构组织新型储能参与现货电能量交易和辅助服务市场交易；
陕西电力调度控制中心负责新型储能参与现货市场交易、辅助服务市场交易、安全校核，配合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；
国网陕西省电力有限公司负责向新型储能提供公平的输配电、电网接入和计量服务，提供的新型储能充电电量、放电电量计量数据，保障计量周期和抄表时间应满足最小交易周期及现货市场运行结算需要；
负责依据陕西电力交易中心出具的结算依据等开展电费结算。
陕西省发展改革委、国家能源局西北监管局负责组织新型储能参与陕西电力市场交易工作。
建立完善市场交易、调度运行机制，监管市场运营机构、新型储能企业组织、参与市场交易行为，做好政策宣贯解读培训，提升新型储能利用水平，确保储能参与电力市场平稳有序运行，引导行业健康发展。