储能与电力市场获悉，6月20日，贵州电力交易中心印发南方区域电力市场贵州省内配套交易规则及实施细则，涉及电力市场中长期交易、现货交易、市场注册管理、结算实施等内容。
2.《南方区域电力市场贵州省内配套市场注册实施细则》
3.《南方区域电力市场贵州省内配套中长期电能量交易实施细则》
4.《南方区域电力市场贵州省内配套现货电能量交易实施细则》
5.《南方区域电力市场贵州省内配套市场结算实施细则》
南方区域电力市场贵州省内经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网等）。
现货交易方面，发电侧经营主体参与现货市场优化的方式按照《南方区域电力市场现货电能量交易实施细则》执行。现货电能量交易形成各出清时段的节点分时电价，以此作为现货市场价格。节点电价由系统电能价格与阻塞价格两部分构成。
电力辅助服务交易方面，调峰辅助服务市场主要开展机组深度调峰、机组启停调峰、电储能调峰等交易品种。现货市场运行期间，不开展调峰辅助服务市场。调峰市场中深度调峰、启停调峰、电储能调峰、可调节负荷调峰采用“单边竞价、按需调用”模式开展。价格机制方面，按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，建立健全辅助服务收益共享和成本分摊机制，逐步建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制。
交易结算方面，电能量交易结算方式如下：
现货市场运行期间，采用“三部制”结算模式开展电费结算，并承接跨省电能量结算结果（含参与跨省交易产生的省内不平衡资金），所有结算项目按事先明确原则进行分摊（返还）。
非现货市场运行期间，中长期交易采用发用两侧解耦结算、中长期交易合同偏差电量结算机制，经营主体的合同电量和偏差电量分开结算。其中，中长期交易合同按合同电量及签约电价结算，发用两侧合同偏差电量单独结算。
独立储能充电时段视同电力用户购买电量，放电时段视同发电企业出售电量。
接入同一220kV上网节点、属于同一法人单位的独立储能作为一个交易单元参与电力市场。
中长期电能量交易价格机制为市场化价格形成机制，包括集中竞价、滚动撮合、双边协商和挂牌。
交易组织方式方面，参与现货市场的独立储能现阶段采取“报量不报价”方式参与现货市场，待具备条件后可采取“报量报价”方式参与电力现货市场。
定价机制方面，参与现货市场的独立储能：放电时按照报量不报价新能源企业结算价格及方式结算，充电时按照市场化交易用户结算方式结算。
独立储能参与现货市场，充电时，现货市场价格按用户侧统一结算点的分时电价执行；放电时，按照报量不报价新能源项目结算价格及方式结算。
独立储能中长期电能量市场交易电费参照新能源项目结算方式、按“月清月结”模式结算。独立储能放电时,交易电价按其与电力用户(售电公司)签订的合同结算。独立储能充电时，其相应充电电量按国家规定免收输配电价、政府性基金及附加，充电电价由交易电价、上网环节线损费用、系统运行费用组成，其中交易电价按其签订的交易合同结算, 上网环节线损费用根据交易电价和国家核定的上网环节综合线损率计算，系统运行费按贵州电网有限责任公司每月公布的标准执行。独立储能峰谷分时电价机制按有关规定执行。
独立储能现货市场电能量交易电费按“日清月结”模式对发、用两侧分别结算，由中长期合约电费、中长期阻塞电费、日前偏差电费、实时偏差电费、考核电费和分摊返还电费等组成。
与电网企业签订并网调度协议，接入电力调度自动化系统;
具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足结算要求;
满足最大充放电功率、最大调节容量及持续充放电时间等对应的技术条件，具体数值以相关标准或国家、地方有关部门规定为准;
配建新型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新型储能项目，作为经营主体直接参与电力市场交易。
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