储能与电力市场获悉，7月28日，黑龙江发改委公开征求《黑龙江省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.1版）》意见。其中规定独立储能日内执行日前充放电计划曲线，在实时现货市场中优先出清，不参与市场定价。独立储能实际充放电量执行偏差超过实时充放电计划发电量的允许偏差率时，执行独立储能实时充放电计划执行偏差获利回收。辅助服务市场中调频里程出清价格上限不超过0.015元/kW。
黑龙江省现货电能量市场交易实施细则
黑龙江省电力辅助服务（调频）市场实施细则
黑龙江省电力市场中长期交易衔接实施细则
黑龙江省电力市场注册管理实施细则
黑龙江省电力零售市场管理实施细则
黑龙江省电力市场计量管理实施细则
黑龙江省电力市场信用管理实施细则
黑龙江省电力市场电费结算实施细则
《黑龙江省电力市场运营规则》中明确，电力市场交易类型包括电能量交易、电力辅助服务交易、容量交易等。根据新型电力系统建设需要，逐步推动建立市场化的容量成本回收机制，探索通过容量补偿、容量市场等方式，引导经营主体合理投资，保障电力系统长期容量充裕。
经营主体之间不得实行串通报价、哄抬价格以及扰乱市场秩序等行为。
《黑龙江省现货电能量市场交易实施细则》
经营主体包括满足准入条件的各类发电企业、售电公司、电力用户、独立储能、虚拟电厂、负荷聚合商等各类经营主体。
其中，参与电能量市场的独立储能应以同一节点的独立法人项目为交易单元直接参与电力批发市场，额定功率应不低于准入值 Pesth 。额定功率充放电持续响应时间不低于准入值RTesth，相关准入条件根据市场交易情况适时调整。
独立储能可按自然月自愿选择通过“报量报价”的方式全电量参与日前现货市场竞价；或以“报量不报价”的方式自主决策充放电功率曲线在日前现货市场中优先出清。
独立储能可按自然日选择参与调频市场，连续申报参与调频市场时段不低于准入值，选择参与调频市场的独立储能当日的现货市场全天按零出清充放电功率。
参与现货市场的虚拟电厂所聚合资源原则上应位于同一市场出清节点，电网条件和市场规则允许的情况下，也可跨节点聚合资源。单一资源不能同时被两个及以上虚拟电厂聚合。
市场初期，虚拟电厂应以聚合资源为交易单元直接参与电力批发市场。参与电力市场前或涉及聚合资源、调节能力变更时应按照相关规定完成能力校核测试。
其中，市场衔接方式如下。
中长期市场与现货市场的衔接：各类中长期合约应约定功率曲线或曲线形成方式。现货市场运行时，中长期交易合约仅作为结算依据管理市场风险，不作为调度执行依据。
省间与省内现货市场的衔接：日前省内和省间现货市场采取“分别报价、分别出清”的组织方式。
调频市场与现货市场的衔接：现阶段，调频市场以小时为周期组织交易，与现货市场分开运行、协调出清。D-1日，电力调度机构发布调频需求预测，组织经营主体参与申报。
独立储能按自然日选择参与调频市场，在日前申报调频容量、调频价格等参数，不再参与日前现货市场出清，全时段参与调频市场。
现货市场运行期间，自愿参与调频市场的独立储能在D-1日09:45前申报参与调频市场意愿，选择参与调频市场的独立储能当日的现货市场全天按零出清充放电功率；若迟报、漏报或不报，则默认独立储能不参与调频市场。
独立储能实时充放电计划：独立储能日内原则上应执行日前充放电计划曲线，在实时现货市场中优先出清，不参与市场定价；参与调频市场的独立储能实时跟踪调频指令。
独立储能实际充放电量执行偏差超过实时充放电计划发电量的允许偏差率（M2）时，执行独立储能实时充放电计划执行偏差获利回收。
《黑龙江省电力辅助服务（调频）市场实施细则》
调频服务提供者（简称“调频单元”）为电力调度机构调管的满足准入条件的经营主体，包括并网发电单元与新型经营主体。
并网发电单元投资建设配套储能装置的，经电力调度机构审核通过后作为联合主体参与调频市场；配套储能满足相关独立储能要求时，与并网发电单元协商一致后，可自愿转为独立储能运行，并作为独立储能参与调频辅助服务市场。
新型经营主体包括满足市场准入条件的独立储能与直控型虚拟电厂、负荷聚合商。
电力现货市场未连续运行时，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用，调频辅助服务费用分摊者包括参与现货市场的燃煤机组与新能源场站、独立储能等。电力现货市场连续运行后，符合规定的调频电力辅助服务费用，原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担。
调频里程价格：D-1日09:45前，参与调频市场竞价的调频单元在上、下限范围（R5）申报D日全天的调频里程价格（元/兆瓦），最小单位是0.1元/兆瓦。
调频里程出清价格上限不超过0.015元/kW（15元/MW）。
独立储能标准调频容量申报范围不大于额定功率的一定比例g3。
《黑龙江省电力市场中长期交易衔接实施细则》
中长期交易品种主要包括省间中长期交易、电力直接交易、合同转让交易、合同回购交易以及日融合交易等。
省内直接交易、电网企业（含增量配电网企业）代理购电交易、省内绿色电力交易均属于电力直接交易。
电力直接交易是在发电企业、电网企业（代理购电）、售电公司、批发用户、独立储能、虚拟电厂等发电侧、用电侧经营主体之间开展，由双边协商、集中交易达成的购售电交易。
独立储能年度净合约电量上限根据额定容量和日均充放电循环次数设置，计算方式如下：
独立储能年度净合约电量上限＝额定容量×日均充放电循环次数×当年日历天数×调整系数f2
独立储能日均充放电循环次数由市场运营机构依据独立储能缺省参数核定，其与调整系数f2的乘积最大值暂为2。
独立储能年度交易累计交易量＝累计卖出市场合约电量＋累计买入市场合约电量。
原文如下：
寻熵研究院年度报告《2024年储能市场分析和2025年发展展望》《2024年储能市场招投标和价格全景分析》《2024年储能市场政策及典型收益模式分析》开启订阅。
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