一、《方案》出臺的政策背景是什么?

　　近年來，國家發改委、國家能源局下發《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》(發改辦運行〔2022〕475號)、《關于加強電網調峰儲能和智能化調度能力建設的指導意見》、《國家能源局關于促進新型儲能并網和調度運用的通知》(國能發科技〔2024〕26號)等文件，要求建立完善適應儲能參與的市場機制，堅持以市場化方式為主優化儲能調度運行，發揮儲能技術優勢，提升儲能總體利用水平，保障儲能合理收益，促進行業健康發展。

　　省內政策方面，河北省發改委發布了《河北省發展和改革委員會關于制定支持獨立儲能發展先行先試電價政策有關事項的通知》(冀發改能價〔2024〕172號)，明確了獨立儲能充放電價格政策和容量電價機制。

　　二、《方案》編制目標和主要內容是什么?

　　《方案》以服務電力保供、新能源高效消納、新型電力系統建設為目標，通過市場化手段激勵儲能等新型市場主體參與電力系統調節，實現新能源發電電力與新型儲能靈活調節性能的良性互動，逐步構建源網荷儲高效協同的新型電力系統運行體系。

　　《方案》共九章五十三條，主要明確了冀北電網獨立儲能收益模式、價格機制、市場準入、注冊管理、中長期交易、市場化調度運行、容量租賃交易、考核與結算等內容。

　　三、《方案》的適用范圍包括哪些?

　　《方案》適用于冀北地區電力現貨市場運行前，針對獨立儲能開展的市場化調度運行、中長期電能量交易和容量租賃交易相關規定。其中獨立儲能指具備獨立計量、控制等技術條件，接入調度自動化系統可被電網監控和調度，符合相關標準規范和電力市場運營機構等有關方面要求，具有法人資格的獨立儲能企業。共享儲能和新能源配建儲能滿足與獨立儲能相同的技術標準和相關要求后，可按照相關工作程序自愿轉為獨立儲能，并按照《方案》執行。

　　四、《方案》規定了冀北獨立儲能主要有哪些收益模式?

　　《方案》明確了冀北地區獨立儲能的主要收益模式和對應的價格機制：

　　(一)峰谷電價差收益。獨立儲能可通過在低谷電價時段充電、高峰電價時段放電獲取峰谷價差收益。其中，選擇參與中長期交易的獨立儲能，分別以用電和發電主體參與中長期電能量交易，通過市場化方式形成充、放電電能量價格;未選擇參與中長期電能量交易的獨立儲能，按照《河北省發展和改革委員會關于制定支持獨立儲能發展先行先試電價政策有關事項的通知》(冀發改能價〔2024〕172號)規定執行。

　　(二)參與調節服務市場。冀北電網各新能源消納受限局部地區內的獨立儲能，可在該局部地區消納困難時段，參與調節服務市場并獲得收益，調節服務價格通過市場化方式形成。

　　(三)參與容量租賃交易。獨立儲能可參與容量租賃交易獲得收益，容量租賃交易價格通過市場化方式形成。

　　(四)容量電價。獨立儲能依據全容量并網時間，享受容量電價激勵機制。

　　五、《方案》中冀北獨立儲能的調度運行原則是如何規定的?

　　《方案》明確了冀北地區獨立儲能調度運行以保障電網安全運行、保障電力可靠供應、促進新能源消納等電網調節需求為優先目標。其中：

　　(一)在電網不存在調節需求時，獨立儲能可根據自身運行需求向電力調度機構申報充、放電功率申請，經安全校核后下發計劃執行。

　　(二)在局部地區新能源消納困難時段，電力調度機構組織調節服務市場，根據各局部地區內新能源和獨立儲能自主申報形成的供需關系和出清結果，優化調整獨立儲能調度計劃曲線。

　　(三)在發生危及電力系統安全的事故(事件)、電力供應緊張及其他必要情況時，所有調管范圍內的新型儲能接受電力調度機構統一直接調用。

　　六、《方案》中冀北調節服務市場的組織模式和運營流程是如何規定的?

　　冀北調節服務市場主體包括新能源消納受限局部地區內的新能源企業、獨立儲能主體，以及用戶側儲能、虛擬電廠、電動汽車等具備自主響應能力、主動參與調節的新業態、新模式。《方案》制定了調節服務市場的組織模式和價格形成機制，明確了市場主體申報、出清、調用、結算等流程。其中：

　　(一)日前階段：電力調度機構制定并下發各獨立儲能和新能源日前預計劃。當次日冀北電網局部地區存在新能源消納調節需求時，啟動調節服務市場，組織新能源受限區域內的獨立儲能、新能源申報量價曲線，開展日前市場集中出清，形成日前市場邊際出清價格、獨立儲能充電電力、新能源增發電力。根據日前市場出清結果，制定并下發各主體日前計劃。

　　(二)日內階段：電力調度機構滾動制定并下發各主體日內預計劃。根據最新邊界條件，滾動開展日內市場集中出清，形成日內市場邊際出清價格、獨立儲能充電電力、新能源增發電力。根據日內市場出清結果，制定并下發各主體日內計劃。實際運行時段，電力調度機構根據日內計劃，考慮電網實時運行情況，形成AGC控制指令，下發至各市場主體。

　　七、《方案》中冀北獨立儲能各類收益是如何結算的?

　　(一)電能量結算。參與中長期交易的獨立儲能，上網電量和用網電量均按照“照付不議、偏差結算”原則開展結算，其中用網電量按照直接交易用戶方式結算，上網電量按照發電企業方式結算。交易合同按照約定的電量、電價結算，實際執行與交易合同的偏差電量按對應分時偏差價格結算。未參與中長期電能量交易的獨立儲能，用網電量按電網企業工商業代理購電價格分時結算，上網電量按當月月度集中競價交易相應時段市場均價分時結算。

　　(二)調節服務市場結算。獨立儲能、新能源在正常執行調度指令時，獨立儲能獲得的調節服務費用按各時段市場日內出清價格乘以日內出清調節電量結算，新能源支付的調節服務費用按各時段市場日內出清價格乘以日內出清調節電量結算。

　　(三)容量租賃交易結算。容量租賃費通過在獨立儲能、新能源企業結算的上網電費中增加或扣減相應電費，按月與發電企業電能量電費一并結算。需配建儲能的新能源企業未能足額租賃儲能容量的，其容量差額部分按照全網當月容量租賃均價的1.2倍支付相應容量租賃費用。

　　(四)容量電價結算。獨立儲能電站可獲得的容量電費根據容量電價標準和月度平均可用容量確定。容量電價上限為100元/千瓦·年，容量電價標準根據儲能并網時間逐月退坡。月度平均可用容量=∑0.5×(日可用充電容量×可持續充電時長+日可用放電容量×可持續放電時長)，電力調度機構根據實際執行情況，按月統計月度平均可用容量。

　　八、《方案》預期有何成效?

　　《方案》充分考慮冀北地區電力系統運行及電力保供、新能源消納等實際情況，建立適應冀北地區儲能等新型主體參與的市場機制，在新能源消納困難時段，根據新能源消納調節需求和儲能調節能力，形成市場供需匹配曲線，通過合理有效的價格信號，引導儲能等各類新型市場主體積極主動參與系統調節，提升新能源消納水平，同時有效提升儲能運營收益，促進行業健康發展，構建新能源與儲能等新型主體互利共贏的良好生態。