西北能监局：明确大基地储能参与短期平衡市场规则

储能与电力市场获悉，5月16日，国家能源局西北监管局关于印发《西北区域“沙戈荒”大基地配套电源短期平衡市场运营规则（试行）》的通知发布。

该规则中完成市场注册的直流配套独立储能电站（配套储能）属于市场成员中的新型经营主体。以“报量不报价”方式参与市场，申报容量与各报价段长度最小单位为1MW，价格最小单位为1元/MW。

配套储能在市场集中出清后出现充、放成交电量不匹配的情况，为满足配套储能元件物理约束，安排配套火电配合平衡该部分电量。

其中充电不足电量安排在控制区下备用最小时段买电，按配套火电负荷率从低到高调用，按照储能平衡充电价格结算。放电不足电量安排在控制区上备用最小时段卖电，按配套火电负荷率从高到低调用，按照储能平衡放电价格结算。

配套储能由于设备故障等自身原因产生的充放电费用由配套储能主体承担。若无事前备案分配原则，按照配套储能不保留损益模式， 根据“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则向其他配套电源主体分摊或分享。

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市场准备

配套短期市场集中出清前，依次开展配套储能充放电能力评估、配套火电机组组合、形成配套储能基础充放电曲线。D-2日确定配套火电预机组组合、配套储能预排基础充放曲线，D-1日确定配套火电正式机组组合、配套储能基础充放电曲线。

配套火电机组组合基于配套储能全部可用容量参与平衡开展，同时考虑控制区电力电量平衡、安全等约束，存在通道阻塞时根据阻塞情况分区确定。

配套储能基础充放电曲线以配套控制区自平衡为目标，基于配套控制区联络线计划、配套新能源单元短期功率预测等市场边界，考虑控制区电力电量平衡、安全约束、配套储能荷电状态、配套火电开机方式、发电能力范围及爬坡速率等 约束，按照“配套储能充放电预计划最小化调整”为原则确定。

申报与出清

经营主体申报容量与各报价段长度最小单位为1MW，价格最小单位为1元/MW。

配套储能以“报量不报价”方式参与市场，D-2日申报配套短期市场优化相关物理参数。

配套储能基础充放电曲线（放电为正，下同）与预计划充放电曲线的差值按“报量不报价”参与市场。差值为正的时段作为卖方，对应差值量作为卖电需求，差值为负时段作为买方，对应差值量作为买电需求。若配套储能由于设备故障等自身原因偏离已有预计划时，差额部分按“报量不报价”参与。

不平衡电量处理机制

若配套储能在市场集中出清后出现充、放成交电量不匹配的情况，为满足配套储能元件物理约束，安排配套火电配合平衡该部分电量。

储能充电不平衡电量处理机制：若储能已出清的“放电量>充电量×转换效率”，该部分充电不足电量安排在控制区下备用最小时段买电，按配套火电负荷率从低到高调用。该部分电量称为平衡充电电量，按照储能平衡充电价格结算。

储能放电不平衡电量处理机制：若储能已出清的“放电量<充电量×转换效率”，该部分放电不足电量安排在控制区上备用最小时段卖电，按配套火电负荷率从高到低调用。该部分电量称为平衡放电电量，按照储能平衡放电价格结算。

配套储能在控制区内部平衡后剩余的买、卖电能力可参与各类省间电能量交易。由于参与省间电能量交易产生的充、放电不平衡电量，处理原则同本规则第三十一条。该部分电量按照储能平衡充电、放电价格结算。

当配套控制区内全体经营主体协商一致且协议在相关市场运营机构完成备案后，执行备案价格。如果无备案价格，暂按以下原则形成对应价格：

储能平衡放电价格、平衡充电价格。储能平衡放电 价格按照上月配套短期市场各经营主体出清卖电电量加权平 均价格乘以本月各经营主体当月中长期卖电加权平均价的环比(月度)变动幅度执行，平衡充电价格按照平衡放电价格与 各配套储能平均充放电转换效率的乘积执行。若上月未形成相关出清价格，平衡放电价格按照配套控制区各经营主体当月中 长期卖电加权平均价格执行，平衡充电价格按上述方法折算。

计量结算

配套短期交易电费按照相应出清交易成分的电量及相应电价结算，相应结算依据包括日前市场、实时市场的短期交易出清量价、不平衡电量出清量价等。各经营主体每日的配套短期交易电费R配套短期计算公式如下：

配套储能由于设备故障等自身原因产生的充放电费用由配套储能主体承担。配套储能非自身原因出清的卖、买电量及平衡充放电量对应电费独立计算，计为配套储能损益费用。若有全部配套电源事前协议，并在市场运营机构及相关能源监管机构备案的储能损益分配方案，按相应方案执行。若无事前备案分配原则，按照配套储能不保留损益模式， 根据“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则向其他配套电源主体分摊或分享。

配套储能在配套短期市场组织前申报相关缺省物理参数

1. 额定功率，即额定充放电功率（要求充放电相同），应与并网调度协议保持一致，单位为MW。

2. 额定功率充放电持续响应时间，即在接收到充放电指令后，维持额定功率允许偏差范围内的充电、放电功率的最短持续时间，应与并网调度协议保持一致，单位为小时。

3. 额定容量，即在标准测试条件下存储或释放的总能量， 应与并网调度协议保持一致，单位为MWh。

4. 充放电转换效率，即充放电时增加存储电量与输入电量的比值与放电时输出电量与减少存储电量的比值，单位为%。

D-2日配套储能申报配套短期市场优化相关物理参数

1. 可用功率，即配套短期市场D日优化充放电功率上限值； 若迟报、漏报或不报，默认分别额定放电（以正值表示）、充电功率（以负值表示），充放电功率绝对值应相同；可用功率依据储能额定充放电容量考虑各年电池实际衰减情况确定，单位为MW。

2. 最大允许荷电状态，即依据最大可用功率，申报的优化存储电量极限；若迟报、漏报或不报，最大允许荷电状态默认为100%，单位为%。

3. 最小连续充电时间，即在接收到充放电指令后，转为充电模式后维持充电状态，并满足储能物理约束的最短允许时间，最小申报单位为0.25小时。若迟报、漏报或不报，默认由市场优化确定，单位为小时。

4. 最小连续放电时间，即在接收到充放电指令后，转为放电模式后维持放电状态，并满足储能物理约束的最短允许时间，最小申报单位为0.25小时。若迟报、漏报或不报，默认由市场优化确定，单位为小时。

原文如下：

责任编辑：丁凯乐

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