海南独立储能参与现货，纳入“两个细则”，给予充电补偿
9月22日，海南电力交易中心发布关于征求海南独立储能参与电力市场交易实施方案（试行）（征求意见稿）意见的通知。
准入条件要求，额定功率在5兆瓦及以上，额定功率下可持续充电、放电时间均不低于1小时。
起步阶段，独立储能自主选择参与辅助服务市场或现货市场的时段，其中辅助服务市场中标时段，不再参与电能量市场出清。适时推进独立储能同时参与现货市场和辅助服务市场。
参与现货市场交易的独立储能纳入“两个细则”深度调峰补偿计算，即调峰困难时段（按照“两个细则”判定标准）内独立储能按照市场出清结果或调度要求进入充电状态时，对其充电电量进行补偿，补偿分摊按照“两个细则”相关规定执行。
独立储能以充电和放电两个独立交易单元参与中长期电能量交易，充电交易单元参照用电侧购电单元管理（不可被售电公司代理），放电交易单元参照发电侧售电单元管理。储能参与市场交易参数取值详见附表。
独立储能可参与年度、月度、周、多日等周期的双边协商、挂牌和集中竞价交易，双边协商与挂牌交易需带分时量价曲线，具体以实际交易安排为准。独立储能不参与绿电交易和电网代理购电交易。
现阶段，充电和放电交易单元只允许单向交易。其中，放电交易单元只允许卖出，充电交易单元只允许买入。
独立储能须通过电力市场交易系统进行现货电能量市场交易申报。独立储能可选择“报量不报价”或“报量报价”方式参与电力现货市场。其中：
以“报量不报价”方式参与的：以价格接受者方式参与现货市场，只在日前申报运行日充放电曲线（其中：充电曲线为负值，放电曲线为正值），且同一小时内申报的出力曲线应同为非放电或者非充电状态，经调度校核后的运行日充放电曲线作为日前市场及实时市场的出清边界；
以“报量报价”方式参与的：在日前市场申报充放电能量价格曲线，充电电能量价格曲线的起点为额定充电功率，终点为零功率点，放电电能量价格曲线的起点为零功率点，终点为额定放电功率，可自主选择申报运行日结束时刻期望达到的荷电状态。
中长期模式下，独立储能电能量电费按“月清月结”模式结算，由中长期合约电费、偏差电费和分摊返还电费等组成。独立储能不进行中长期交易偏差考核。
现货模式下，独立储能电能量电费按“日清月结”模式结算，由中长期合约电费、日前市场偏差电能量电费、实时市场偏差电能量电费、中长期阻塞电费和分摊返还电费等组成，其中分摊及返还电费全部计入放电交易结算单元。独立储能不开展市场分摊及返还电费计算。
详情如下：
海南独立储能参与电力市场交易实施方案（试行）
（征求意见稿）
为推动海南新型储能发展应用，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）《国家能源局关于促进新型储能并网和调度运用的通知》（国能发科技规〔2024〕26号）和海南电力市场交易规则，结合海南电力市场实际，制定本方案。
一、总体要求
加快推动海南省新型储能发展，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，提升电力系统调峰、调频、爬坡等灵活调节能力，保障电力安全可靠供应，促进清洁能源消纳，助力储能产业高质量发展。
二、市场准入与注册
独立储能是指具备独立计量、控制等技术条件，不与其他发电厂站及用电负荷物理连接，拥有独立计量关口接入公网充放电，接入调度自动化系统可被电网监控和调度的新型储能项目，满足以下准入条件的，可作为独立主体参与市场交易。
（一）准入条件
1.具备独立分时正反向计量、控制等技术条件，以独立主体身份按要求签订《并网协议》《并网调度协议》《购售电合同》等，且三者所指单元须保持一致。
2.具备计划曲线跟踪和自动功率控制（APC）等调度直控条件与功能，能够可靠接收和执行调度机构实时下达的充放电指令，各类性能指标及技术参数应满足相关要求。
3.具备独立法人资格，或经法人单位授权。
4.额定功率在5兆瓦及以上，额定功率下可持续充电、放电时间均不低于1小时。
相关成本收益纳入输配电价的电网替代性储能，不参与市场交易。
（二）注册要求
满足市场准入条件的独立储能企业，按照“一个市场主体、两个交易单元”（储能电站-放电，储能电站-充电）的模式进行注册，独立储能注册时需要向市场运营机构提供的资料及信息包括但不限于：
1.基本信息。已完成投产并具备并网运行条件的相关资料、法定代表人或负责人身份证件、营业执照、投资主体关系和实际控制关系信息等。
2.技术参数。依据相关文件提供储能类型、额定充（放）电功率、最小充（放）电功率、额定容量、放电深度、充放电能量转换效率、单次充放电时长、充放电爬坡速率、最大充放电次数等技术参数。
三、中长期电能量交易
独立储能以充电和放电两个独立交易单元参与中长期电能量交易，充电交易单元参照用电侧购电单元管理（不可被售电公司代理），放电交易单元参照发电侧售电单元管理。储能参与市场交易参数取值详见附表。
（一）交易品种
独立储能可参与年度、月度、周、多日等周期的双边协商、挂牌和集中竞价交易，双边协商与挂牌交易需带分时量价曲线，具体以实际交易安排为准。独立储能不参与绿电交易和电网代理购电交易。
（二）交易方向
现阶段，充电和放电交易单元只允许单向交易。其中，放电交易单元只允许卖出，充电交易单元只允许买入。
（三）交易电量约束
根据独立储能充放电能力，设置独立储能交易电量约束，其中：
1.充电和放电交易单元月度合同电量净值上限=额定容量×日均充放电循环次数×当月天数，下限为零。
2.充电和放电交易单元各时段合同电量净值上限为其额定充电/放电功率，下限为零。
3.可申报电量上限为其剩余可交易电量额度。
独立储能充电/放电交易单元剩余可交易电量额度=min{该时段分时净合约量下限－本场交易已申报买入/卖出该时段合约电量，本场交易前持有月度净合约量－本场交易已申报买入/卖出月内合约电量}，负数时为0。
四、现货电能量交易
（一）现货市场申报
独立储能须通过电力市场交易系统进行现货电能量市场交易申报。独立储能可选择“报量不报价”或“报量报价”方式参与电力现货市场。其中：
1.以“报量不报价”方式参与的：以价格接受者方式参与现货市场，只在日前申报运行日充放电曲线（其中：充电曲线为负值，放电曲线为正值），且同一小时内申报的出力曲线应同为非放电或者非充电状态，经调度校核后的运行日充放电曲线作为日前市场及实时市场的出清边界；
2.以“报量报价”方式参与的，在日前市场申报充放电能量价格曲线，充电电能量价格曲线的起点为额定充电功率，终点为零功率点，放电电能量价格曲线的起点为零功率点，终点为额定放电功率，可自主选择申报运行日结束时刻期望达到的荷电状态。
（二）日前市场出清
日前市场以社会利益最大化为目标，结合独立储能充放电功率、荷电状态等情况，按《海南电力市场现货电能量交易实施细则》进行出清，形成独立储能充放电日前计划曲线及分时电价。
（三）实时市场出清
实时市场以社会利益最大化为目标，以日前市场整点时刻的荷电状态为固定边界，按《海南电力市场现货电能量交易实施细则》进行出清，形成独立储能充放电实时计划曲线及分时电价。
（四）现货市场价格
独立储能在现货市场充放电时，均采用所在节点的小时平均节点电价结算，并将独立储能出清电量和节点电价纳入统一结算点现货价格计算。
五、辅助服务交易
（一）参与南方区域辅助服务市场
独立储能可按照南方区域辅助服务交易规则相关规定，报量报价参与区域调频、跨省备用等辅助服务市场交易。
（二）辅助服务市场与现货市场衔接
起步阶段，独立储能自主选择参与辅助服务市场或现货市场的时段，其中辅助服务市场中标时段，不再参与电能量市场出清。适时推进独立储能同时参与现货市场和辅助服务市场。
（三）深度调峰与现货市场衔接
参与现货市场交易的独立储能纳入“两个细则”深度调峰补偿计算，即调峰困难时段（按照“两个细则”判定标准）内独立储能按照市场出清结果或调度要求进入充电状态时，对其充电电量进行补偿，补偿分摊按照“两个细则”相关规定执行。
六、交易结算
（一）独立储能电能量交易电费根据放电、充电电量分为两个交易结算单元结算。
（二）根据《研究海南省海上风电、独立储能并网相关事项》（海南省发展和改革委员会专题会议纪要〔2021〕1051号）独立储能充电电量价格不承担输配电价、系统运行折价、上网环节线损电价、政府性基金及附加，不执行分时电价。
（三）中长期模式下，独立储能电能量电费按“月清月结”模式结算，由中长期合约电费、偏差电费和分摊返还电费等组成。独立储能不进行中长期交易偏差考核。
（四）现货模式下，独立储能电能量电费按“日清月结”模式结算，由中长期合约电费、日前市场偏差电能量电费、实时市场偏差电能量电费、中长期阻塞电费和分摊返还电费等组成，其中分摊及返还电费全部计入放电交易结算单元。独立储能不开展市场分摊及返还电费计算。
（五）独立储能现货市场系统运行补偿及考核暂按“两个细则”进行管理。
（六）辅助服务费用
独立储能参与辅助服务市场相关费用按照南方区域辅助服务交易规则进行结算。
七、其他要求
本方案自印发之日起实施。如遇国家等另有政策调整的，按新的政策规定执行。
来源：海南电力交易中心
