中國儲能網(wǎng)訊：近日，青海電力交易中心發(fā)布青海省能源局關于開展青海電力現(xiàn)貨市場第二次結算試運行工作的通知。隨通知下發(fā)《青海省電力現(xiàn)貨市場第二次結算試運行工作方案》（以下簡稱“方案”）和《青海省電力現(xiàn)貨市場規(guī)則匯編（V3.0結算試運行稿）》（以下簡稱“規(guī)則”）。
根據(jù)方案，本次結算試運行時間為2025年4月15日至23日（2025年4月14日至22日分別組織4月15至23日的日前現(xiàn)貨交易）開展調電，其中4月17至23日開展實際結算，其余時間僅調電不結算。
試運行涵蓋現(xiàn)貨電能量市場交易組織、申報、出清、結果發(fā)布、實際調電控制和實際結算等全流程。儲能電站作為新型市場主體，可通過“自調度”方式參與現(xiàn)貨市場交易與結算。參與的儲能電站充電功率在10MW及以上、持續(xù)充電時間在2小時及以上。配建儲能與所屬經營主體視為一體參與市場，具備條件的可以轉為獨立儲能參與市場。
此次參與電力現(xiàn)貨結算試運行的儲能電站有：閔行儲能電廠。公開資料顯示，該電站投運于2020年11月，建設規(guī)模為32MW/64MWh，由上海電氣電站集團投資建設并運行。
調頻輔助服務方面，省內調頻輔助服務市場開展后，與現(xiàn)貨電能量市場分開獨立運行，調頻輔助服務市場優(yōu)先于現(xiàn)貨電能量市場出清。獨立儲能以自調度方式參與現(xiàn)貨出清的時段不再參與調頻市場，其余時段可參與調頻市場。
調峰輔助服務方面，未納入現(xiàn)貨結算的儲能電站仍可參與調峰輔助服務市場。此外，火電調峰交易與現(xiàn)貨交易實現(xiàn)融合。
本次電力現(xiàn)貨市場申報價格及出清價格范圍設定在80元/MWh~650元/MWh之間。獨立儲能電站的充、放電電量執(zhí)行所在節(jié)點電價；當電網(wǎng)出現(xiàn)供應緊張或其他特殊運行情況時，儲能電站由電力調度機構統(tǒng)一調度，其充電電量執(zhí)行實際充電時段用戶側結算電價，放電電量按當天實時市場最高出清價進行結算。
市場成員
參與青?，F(xiàn)貨電能量交易的市場成員包括市場主體、電網(wǎng)企業(yè)和市場運營機構三類。
主體包括發(fā)電側市場主體、用戶側市場主體和新型市場主體。其中：
發(fā)電側：青海省內參與中長期交易的統(tǒng)調燃煤火電機組、集中式新能源場站（扶貧、特許經營權、存量光熱發(fā)電項目、分布式/分散式項目、直流配套電源及光伏應用領跑者除外）。
用戶側：青海省內參與中長期交易的電力批發(fā)用戶、售電公司。
儲能：滿足現(xiàn)貨市場計量條件的獨立儲能電站。
市場運營機構包括電力調度機構和電力交易機構。電力調度機構特指國網(wǎng)青海電力調度控制中心，電力交易機構特指青海電力交易中心有限公司。
電網(wǎng)企業(yè)指國網(wǎng)青海省電力公司。
市場注冊、變更和注銷
擬參與電力現(xiàn)貨市場交易的發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司、儲能企業(yè)等各類主體，應當符合基本條件，在電力交易機構辦理市場注冊。市場注冊審查通過的發(fā)電企業(yè)、電力用戶、儲能企業(yè)原則上無需公示，注冊手續(xù)直接生效。
儲能企業(yè)應滿足以下基本條件：
(一) 與電網(wǎng)企業(yè)簽訂并網(wǎng)調度協(xié)議，接入電力調度自動化系統(tǒng):
(二) 具備電力、電量數(shù)據(jù)分時計量與傳輸條件，數(shù)據(jù)準確性與可靠性滿足結算要求:
(三) 滿足最大充放電功率、最大調節(jié)容量及持續(xù)充放電時間等對應的技術條件，暫定為充電功率在10MW及以上、持續(xù)充電時間在2小時及以上;
(四) 配建儲能與所屬經營主體視為一體，具備獨立計量、控制等技術條件，接入電力調度自動化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調度。具有法人資格時，可選擇轉為獨立儲能項目，作為市場主體直接參與電力市場交易。
市場主體在市場注冊信息變更期間可正常參與市場交易。儲能企業(yè)信息變更主要包含儲能企業(yè)主體經營權變化引起的儲能項目（單元）轉讓、儲能單元容量調整、其他影響交易組織的關鍵技術參數(shù)變更等。
市場主體退出電力市場交易，分為申請注銷和自動注銷。已市場注銷的市場主體再次參與電力市場交易，應在電力交易機構重新辦理市場注冊。
現(xiàn)貨電能量交易
現(xiàn)階段，參與現(xiàn)貨電能量市場的發(fā)電側市場主體包含燃煤火電機組、新能源場站；用戶側市場主體包括售電公司、批發(fā)用戶和電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶；新型市場主體包括儲能電站。
燃煤火電機組以“報量報價”的方式參與現(xiàn)貨電能量市場；準入市場的新能源場站按照“報量報價”的方式參與現(xiàn)貨電能量市場，同時申報運行日發(fā)電預測曲線；儲能電站以自調度的方式參與現(xiàn)貨電能量市場，自行申報充放電曲線、存儲電量狀態(tài)SOC等；批發(fā)用戶、售電公司、電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶以“不報量不報價”的方式參與現(xiàn)貨電能量市場，接受現(xiàn)貨市場價格。
省內調頻輔助服務市場開展后，與現(xiàn)貨電能量市場分開獨立運行，調頻輔助服務市場優(yōu)先于現(xiàn)貨電能量市場出清。對于獨立儲能而言，以自調度方式參與現(xiàn)貨出清的時段不再參與調頻市場，其余時段可參與調頻市場。
日前電能量交易
現(xiàn)階段，采取“發(fā)電側報量報價、用戶側不報量不報價”的模式組織日前電能量市場交易。采用全電量申報、集中優(yōu)化出清的方式開展。
日前電能量市場出清結果不作為結算依據(jù)，僅為市場主體提供價格信號，引導用戶根據(jù)電力供需形勢主動調整用電行為，優(yōu)化用電結構，實現(xiàn)削峰填谷。
由市場主體向市場運營機構提供的并網(wǎng)機組運行參數(shù)，應與并網(wǎng)調度協(xié)議保持一致，作為現(xiàn)貨市場計算出清默認參數(shù)。其中儲能運行參數(shù)包括儲能電站最大充、放電功率，單位為MW；儲能電站最大、最小允許荷電狀態(tài)（SOC），單位為MWh； 儲能電站的充、放電效率等。
交易申報方面，現(xiàn)貨電能量市場為每日均運行的市場，各市場主體需每日向市場運營機構提交申報信息，遲報、漏報或不報者均默認采用缺省值作為申報信息。競價日（D-1）8:30 前，所有市場機組（新能源為場站）須通過電力交易平臺完成日前電能量交易申報。若未按時申報，則按照缺省報價信息參與市場出清。
儲能電站作為發(fā)電和用電的結合體，以“自調度”方式參與市場，自主決策申報充放電曲線，存儲電量狀態(tài)SOC等。電力調度機構按照儲能電站申報的“自調度”曲線安排儲能運行，在發(fā)生危及電力系統(tǒng)安全或電網(wǎng)供需平衡等事件時，儲能電站應接受電力調度機構統(tǒng)一直接調用。
市場結算
電力現(xiàn)貨市場采用“日清月結”的結算模式，電費計算周期為日，出具日清算核對單，以月度為周期發(fā)布正式結算依據(jù)，開展電費結算。發(fā)、用側均以15分鐘為基本計算時段。
中長期市場根據(jù)合同約定的分時曲線和分時價格對中長期合約電量做全電量結算。
跨省輔助服務市場結算按照西北區(qū)域各類輔助服務市場相關規(guī)定對市場主體進行補償及分攤。
電價結算時，當儲能電站按照自調度曲線充放電時，其充、放電電量執(zhí)行所在節(jié)點電價；當電網(wǎng)出現(xiàn)供應緊張或其他特殊運行情況時，儲能電站由電力調度機構統(tǒng)一調度，其充電電量執(zhí)行實際充電時段用戶側結算電價，放電電量按當天實時市場最高出清價進行結算。
儲能電站電能量電費結算如下：
儲能電站實際充電、放電電量按照實時節(jié)點電價結算。
儲能電站電能量電費包括省內現(xiàn)貨電能量市場電費、計量偏差電費、執(zhí)行偏差考核費用。
省內現(xiàn)貨市場電費結算：儲能電站充、放電電量執(zhí)行發(fā)電側結算電價。
儲能電站計量偏差電費結算：儲能電站月度結算電量與累計分時段計量電量之差，和發(fā)電側月度實時出清電量加權均價計算獨立儲能計量偏差電費。
原文如下：
