储能与电力市场获悉，10月23日，青海发改委发布《关于开展青海电力现货市场连续结算试运行工作的通知》，青海现货电能量市场将自2025年10月28日起开始连续试运行，其中10月28日至10月31日仅调电不结算，11月1日起实际结算。
随通知，青海发改委下发了《青海电力现货电能量市场连续结算试运行工作方案》《青海电力现货市场规则汇编（V6.0 结算试运行稿）》，对青海电力现货市场的规则进行了详细的规定。
根据工作方案及市场规则，此次参与的主要包括：
发电侧，统调燃煤火电机组、新能源场站（直流配套电源除外），扶贫等项目在参与市场化改革后参与。
用户侧，售电公司、批发用户和电网企业代理购电用户。
储能，满足准入条件的独立储能及配建储能电站。
虚拟电厂，满足条件的虚拟电厂。
其中，储能要求装机容量≥10MW/2h，配建储能与所属经营主体视为一体，具备独立计量、控制等技术条件，接入电力调度自动化系统可被电网监控和调度。具有法人资格时，可选择转为独立储能项目，作为市场主体直接参与电力市场交易。
对于独立储能、配建储能、虚拟电厂参与电力现货市场的详细规则如下。
独立储能参与电力现货市场
独立储能电站按自然月自愿选择以报量不报价或报量报价的方式参与现货电能量市场。
报量报价储能电站申报信息为电能量报价（元/MWh）、最大充电功率、最大放电功率、最大、最小允许SOC值。若迟报、漏报或不报采用缺省参数。报量不报价储能电站作为发电和用电的结合体，自主决策申报充放电曲线，存储电量状态SOC等。
对于报量报价独立储能电站，第一段出力区间起点为最大充电功率，最后一段出力区间终点为最大放电功率，出力区间不得跨越充电、放电功率。
储能报量报价时，每段报价段的长度不得小于最大充电功率和最小放电功率之差的10%。
配建储能参与电力现货市场
配建储能实时上传自身存储电量状态SOC，配建储能与新能源场站按各自报价曲线独立出清后按联合方式运行，配建储能与新能源场站以节点电价按总量参与结算。
虚拟电厂参与电力现货市场
虚拟电厂按自然月自愿选择以报量不报价或报量报价的方式参与现货电能量市场，“报量不报价”方式下，申报次日96点用电曲线，“报量报价”方式下，申报日前负荷计划、次日量价曲线和上下调节能力。
对于报量报价虚拟电厂，第一段出力区间起点为最大用电功率，最后一段出力区间终点为最大放电功率，出力区间不得跨越充电、放电功率。
虚拟电厂报量报价时，每个用电报价段的出力跨度不能低于虚拟电厂最大用电功率的10%，每个放电报价段出力跨度不能低于最大放电功率的10%。
在费用结算方面，针对储能电站，市场规则指出：
储能电站实际充电、放电电量按照实时节点电价结算。
储能电站电能量电费包括省内现货电能量市场电费、计量偏差电费、执行偏差考核费用。
运行成本补偿。当电网出现供应紧张、上级调度或其他特殊运行情况时，储能电站由电力调度机构统一调度进行二次优化，若调用期间储能电站实时市场放电价格低于最近一个月储能放电加权均价或储能电站实时市场充电价格高于最近一个月储能充电加权均价，则给予运行成本补偿；反之不给予运行成本补偿。市场初期，储能电站运行补偿费用日清月结，按月由市场化机组和用户按发电量和用电量比例分摊。
偏差考核。根据储能电站月度结算电量与累计分时段计量电量之差和发电侧月度实时出清电量加权均价计算独立储能计量偏差电费。初期，储能电站暂不执行偏差考核。
另外，市场规则规定，新能源可持续发展价格结算机制电量与新能源配建储能电量不参与机组中长期超额收益回收。参与现货电能量市场的配建储能在配建储能出清放电时段对联合运行的新能源场站不进行回收，不参与现货电能量市场的配建储能在统一调用放电时段对联合运行的新能源场站不进行回收。
关于电力现货市场与各类市场的衔接，市场规则如下。
省内调频辅助服务与现货电能量市场：调频辅助服务市场开展后，与现货电能量市场分开独立运行，调频辅助服务市场优先于现货电能量市场出清。
省内调峰辅助服务与现货电能量市场：现货市场运行期间，在现货电能量市场内推动省内调峰服务。激励燃煤机组在现货电能量市场中保留深度调节能力，现货市场连续结算试运行后，不再开展省内调峰辅助服务。
西北区域各类辅助服务与现货电能量市场：在省间日前电力现货市场交易出清后，仍存在富余新能源时，参与西北区域各类辅助服务市场，根据西北区域各类辅助服务市场出清结果修改联络线计划，作为省内现货市场出清的边界条件。
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责任编辑：储能与电力市场
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