储能与电力市场获悉，12月30日，山西电力交易中心发布关于印发《电力市场规则体系（V16.0）》的通知。文件包含下列9项细则。
电力市场注册实施细则
山西电力中长期交易实施细则
山西电力中长期交易实施细则--绿色电力交易专章
电力现货市场实施细则
山西电力二次调频辅助服务市场交易实施细则
电力市场计量结算实施细则
电力零售市场实施细则
电力市场信用管理实施细则
电力市场第三方评估实施细则
《电力市场规则体系（V16.0）》中部分重要参数以及针对储能的修订如下：
新增新型储能电站应急调用说明。应急调用期间，新型储能电站退出有偿一次调频服务和二次调频市场。储能电站应急调用补偿费用单列，由发电企业与批发市场用户按2:8比例承担，
新增独立储能参与电力中长期市场相关内容：待条件具备后，独立储能可按月自愿选择参与中长期交易。原则上，独立储能企业不可作为零售用户或分布式电源由售电公司、虚拟电厂代理参与市场交易。
储能暂时仅参与日前现货市场，上网电量按照日前现货市场的分时节点电价进行结算，下网电量按照日前现货市场统一结算点电价进行结算。对参与现货市场运行的新型储能电站进行成本补偿。
调频辅助服务市场方面，由于光伏发电的影响，调频五段报价时段调整为“00:00-06:00、06:00-10:00、10:00-16:00、16:00-21:00、21:00-24:00”。凌晨、早高峰、后夜降负荷时段调频服务申报价格范围为5-15元/MW；中午低谷、晚高峰时段申报价格范围为10-15元/MW。
储能参与调频充电费用大于放电费用，可获量价补偿：新型储能电站因提供二次调频服务，导致当月参与调频时段的充电费用大于放电费用的，按照该储能电站当月调频时段充电费用（考虑储能能量转换效率折算）与放电费用的差值（差值为负时不予补偿）给予该储能电站调频量价补偿。
适时启动正备用辅助服务市场试运行。在电力现货市场连续运行的地方，可研究建立适应当地电力市场运行情况的发电侧容量电价机制，具体方案另行研究制定。
鼓励电储能设备、分布式微电网、需求侧（如可中断负荷）运营方等参与市场交易。
另外，对于虚拟电厂，新版规则修订了虚拟电厂的分类，“源网荷储一体化”虚拟电厂，修改为“源荷类”虚拟电厂；分布式新能源聚合商，修改为“分布式电源类”虚拟电厂。
经此修订，虚拟电厂被分为三类：“分布式电源类”虚拟电厂、“负荷类”虚拟电厂、“源荷类”虚拟电厂。其中：
“分布式电源类”虚拟电厂调节容量：新能源及储能装机容量不低于5MW。按现货市场节点划分发电单元， 参照集中式新能源交易模式参与中长期市场。
“负荷类”虚拟电厂调节容量：不低于5MW，且不低于最大聚合容量的10%。聚合资源与相应售电公司代理的其他用户进行区分，以独立交易单元参与电力中长期交易。
“源荷类”虚拟电厂具体按照山西省源网荷储一体化、绿电园区、绿电直连、微电网等项目要求执行。原则上不参与批发市场的中长期交易，具体根据项目的发用电规模匹配度等 因素确定。
★ 星标储能与电力市场公众号 精彩不错过
《电力市场规则体系（V16.0）》部分重点内容如下。
年度双边交易原则上不限制价格，集中交易原则上按照国家规定的燃煤基准价浮动范围进行限制；
多月连续交易价格范围，月度、旬分时段交易价格范围均为95.62-764.93元/MWh；
日滚动交易限价范围0-1500元/MWh。
对于火电机组，其获得的调频补偿费用水平与调节性能Kp值密切相关，具体如下（表格中暂定 a=70、b=50）。
在电力市场中，独立新型储能上网侧电能量电费的结算规则如下。
点击“阅读原文”查看山西电力交易中心《电力市场规则体系（V16.0）》
责任编辑：丁凯乐
寻熵研究院年度报告《中国用户侧储能发展报告2025》《中国独立储能发展报告2025》《2025上半年储能市场全景分析》《2024年储能市场分析和2025年发展展望》开启订阅。
可联系（微信同号）：鲍经理，15201640807，了解详情。
