储能与电力市场获悉，11月4日，黑龙江发改委发布关于公开征求《黑龙江省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.0版）》意见的通知，并随通知下发9个电力市场相关文件：
黑龙江省电力市场运营规则（试行 2.0 版）
黑龙江省现货电能量市场交易实施细则（试行2.0 版）
黑龙江省电力辅助服务（调频）市场实施细则（试行 2.0版）
黑龙江省电力市场中长期交易衔接实施细则（试行 2.0 版）
黑龙江省电力市场准入管理实施细则（试行 2.0 版）
黑龙江省电力零售市场管理实施细则（试行 2.0 版）
黑龙江省电力市场计量管理实施细则（试行 2.0 版）
黑龙江省电力市场信用管理实施细则（试行 2.0 版）
黑龙江省电力市场电费结算实施细则（试行 2.0 版）
储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体均为电力市场成员。
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。其中：
电能量交易按照交易周期分为电力中长期交易和电力现货交易。
电力辅助服务交易指调频、备用等有偿电力辅助服务。
逐步推动建立市场化的容量成本回收机制，探索容量补偿、容量市场等。
独立储能、配建储能、虚拟电厂等都可在一定条件下参与现货电能量市场、调频辅助服务市场。
独立储能可“报量报价”，或“报量不报价”参与现货电能量市场。报价上下限 。参与日前现货市场的充电电量、放电上网电量按照日前节点电价结算。偏差电量，按照实时节点电价结算。
虚拟电厂“报量不报价”参与现货电能量市场。
独立储能需参与调频辅助服务费用分摊。
电能量市场和调频辅助服务市场不同时参与。
现货电能量市场交易
参与电能量市场的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。
独立储能参与现货电能量市场的方式包括“报量报价”、“保量不报价”、电网调度参与，具体为：
日前现货市场，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。
实时现货市场，独立储能实时市场中按照日前出清充放电计划优先出清。电力调度机构可依据实时市场电力供应紧张、新能源消纳或断面调控困难等需求，对独立储能日前出清充放电计划曲线进行调整后参与实时市场，并在实时结果发布时，向相关独立储能主体披露调整原因。
独立储能的申报参数：独立储能电能量报价。
虚拟电厂厂、负荷聚合商应以同一节点的聚合资源为交易单元直接参与电力批发市场，虚拟电厂聚合后应对电网呈现用电特性：
能力校核测试后虚拟电厂（负荷聚合商）交易单元可选择按自然月全时段或选择固定现货调节时段申报“非递增型”量价曲线参与现货市场优化。非现货调节时段以“报量不报价”方式参与现货市场。
能力校核测试不满足参与现货市场条件或自愿按自然月选择参与日前需求响应类交易的虚拟电厂（负荷聚合商）以全时段“报量不报价”的方式参与现货市场。
虚拟电厂申报参数：月度现货调节时段、非现货调节时段分时用电需求曲线。
针对集中式风电和光伏场站，实施细则指出：集中式风电和光伏场站（不含扶贫光伏电站）以场站为单位通过“报量报价”的方式参与现货市场。新能源场站配套储能满足相关独立储能要求时，与发电单元协商一致后，可自愿按照黑龙江省有关规定转为独立储能运行，并作为独立储能参与现货市场。
另外，实施细则还对独立储能、虚拟电厂等的物理运行参数进行了详细的规定。
调频辅助服务
满足市场准入条件的独立储能与直控型虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体，可提供服务。独立储能需参与调频辅助服务费用分摊。
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。
现货市场运行期间，独立储能需申报参与调频辅助服务市场，否则默认不参与。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（即调频与现货市场二选一）。
独立储能申报时，标准调频容量申报范围不大于额定功率的一定比例。
虚拟电厂（负荷聚合商）标准调频容量申报下限为最近12个中标且实际调用小时的调节速率×12 min，上限为日调节容量的一定比例 。
调频辅助服务的里程出清价格上限为15元/MW。
另外，实施细则也规定了独立储能、直控型虚拟电厂（负荷聚合商）需向电 调度机构提供的缺省参数：
独立储能参与调频市场的缺省参数包括但不限于：额定功率、额定功率充放电持续响应时间、充放电效率、日充放电转换次数。
直控型虚拟电厂（负荷聚合商）参与调频市场的缺省参数包括但不限于：基础调节容量、基础调节容量持续响应时间、调节速率、直控型虚拟电厂（负荷聚合商）聚合资源及其相应缺省参数。
注册条件
独立储能独立储能注册基本条件包括：
符合电网接入规范、满足电网安全技术要求，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、黑龙江省相关规定为准；
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储能项目，作为经营主体直接参与电力市场交易。
虚拟电厂（含负荷聚合商）注册基本条件：
与电网企业签订负荷确认协议或并网调度协议，接入新型电力负荷管理系统或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；
具备聚合可调节负荷以及分布式电源、新型储能等资源的能力；
具备对聚合资源的调节或控制能力，拥有具备信息处理、运行监控、业务管理、计量监管、控制执行等功能的软硬件系统；
聚合范围、调节性能等条件应满足相应市场的相关规则规定。
电费结算
独立储能日前现货市场出清的充电电量、放电上网电量按照日前节点电价结算；实际充电电量、放电上网电量与日前现货市场出清电量的偏差电量，按照实时节点电价结算。
独立储能向电网送电的，其相应的充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。上网环节线损费用、系统运行费用的分摊及返还按照黑龙江省有关规定执行。市场初期，独立储能暂不承担除执行偏差获利回收费用以外的市场运营相关结算科目的分摊或返还。
独立储能电能量电费包含省内中长期合约电能量电费、省内现货市场电能量电费、中长期合约阻塞费用、调平电费等。其中：
根据独立储能省内现货市场充放电结算电量与省内日前市场、实时节点电价计算省内现货电能量电费。
根据实际充放电量与现货、调频市场按时段合计充放电量之差，计算调平电费。
虚拟电厂（负荷聚合商）参与日前现货市场优化、调频市场时段，日前现货市场优化形成的用电计划曲线电量与中长期合约分解电量的偏差电量，按照日前统一结算点电价结算；实际用电量与日前用电计划曲线的偏差电量，按照实时统一结算点电价结算。
通知如下，点击文末“阅读原文”可查看所有文件。
关于公开征求《黑龙江省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.0版）》意见的通知
《黑龙江省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.0版）》，共包含9个文件：
黑龙江省电力市场运营规则（试行 2.0 版）
黑龙江省现货电能量市场交易实施细则（试行2.0 版）
黑龙江省电力辅助服务（调频）市场实施细则（试行 2.0版）
黑龙江省电力市场中长期交易衔接实施细则（试行 2.0 版）
黑龙江省电力市场准入管理实施细则（试行 2.0 版）
黑龙江省电力零售市场管理实施细则（试行 2.0 版）
黑龙江省电力市场计量管理实施细则（试行 2.0 版）
黑龙江省电力市场信用管理实施细则（试行 2.0 版）
黑龙江省电力市场电费结算实施细则（试行 2.0 版）
储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体均为电力市场成员。
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。其中：
电能量交易按照交易周期分为电力中长期交易和电力现货交易。
电力辅助服务交易指调频、备用等有偿电力辅助服务。
逐步推动建立市场化的容量成本回收机制，探索容量补偿、容量市场等。
独立储能、配建储能、虚拟电厂等都可在一定条件下参与现货电能量市场、调频辅助服务市场。
独立储能可“报量报价”，或“报量不报价”参与现货电能量市场。报价上下限 。参与日前现货市场的充电电量、放电上网电量按照日前节点电价结算。偏差电量，按照实时节点电价结算。
虚拟电厂“报量不报价”参与现货电能量市场。
独立储能需参与调频辅助服务费用分摊。
电能量市场和调频辅助服务市场不同时参与。
现货电能量市场交易
参与电能量市场的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。
独立储能参与现货电能量市场的方式包括“报量报价”、“保量不报价”、电网调度参与，具体为：
日前现货市场，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。
实时现货市场，独立储能实时市场中按照日前出清充放电计划优先出清。电力调度机构可依据实时市场电力供应紧张、新能源消纳或断面调控困难等需求，对独立储能日前出清充放电计划曲线进行调整后参与实时市场，并在实时结果发布时，向相关独立储能主体披露调整原因。
独立储能的申报参数：独立储能电能量报价。
虚拟电厂厂、负荷聚合商应以同一节点的聚合资源为交易单元直接参与电力批发市场，虚拟电厂聚合后应对电网呈现用电特性：
能力校核测试后虚拟电厂（负荷聚合商）交易单元可选择按自然月全时段或选择固定现货调节时段申报“非递增型”量价曲线参与现货市场优化。非现货调节时段以“报量不报价”方式参与现货市场。
能力校核测试不满足参与现货市场条件或自愿按自然月选择参与日前需求响应类交易的虚拟电厂（负荷聚合商）以全时段“报量不报价”的方式参与现货市场。
虚拟电厂申报参数：月度现货调节时段、非现货调节时段分时用电需求曲线。
针对集中式风电和光伏场站，实施细则指出：集中式风电和光伏场站（不含扶贫光伏电站）以场站为单位通过“报量报价”的方式参与现货市场。新能源场站配套储能满足相关独立储能要求时，与发电单元协商一致后，可自愿按照黑龙江省有关规定转为独立储能运行，并作为独立储能参与现货市场。
另外，实施细则还对独立储能、虚拟电厂等的物理运行参数进行了详细的规定。
调频辅助服务
满足市场准入条件的独立储能与直控型虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体，可提供服务。独立储能需参与调频辅助服务费用分摊。
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。
现货市场运行期间，独立储能需申报参与调频辅助服务市场，否则默认不参与。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（即调频与现货市场二选一）。
独立储能申报时，标准调频容量申报范围不大于额定功率的一定比例。
虚拟电厂（负荷聚合商）标准调频容量申报下限为最近12个中标且实际调用小时的调节速率×12 min，上限为日调节容量的一定比例 。
调频辅助服务的里程出清价格上限为15元/MW。
另外，实施细则也规定了独立储能、直控型虚拟电厂（负荷聚合商）需向电 调度机构提供的缺省参数：
独立储能参与调频市场的缺省参数包括但不限于：额定功率、额定功率充放电持续响应时间、充放电效率、日充放电转换次数。
直控型虚拟电厂（负荷聚合商）参与调频市场的缺省参数包括但不限于：基础调节容量、基础调节容量持续响应时间、调节速率、直控型虚拟电厂（负荷聚合商）聚合资源及其相应缺省参数。
注册条件
独立储能独立储能注册基本条件包括：
符合电网接入规范、满足电网安全技术要求，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、黑龙江省相关规定为准；
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储能项目，作为经营主体直接参与电力市场交易。
虚拟电厂（含负荷聚合商）注册基本条件：
与电网企业签订负荷确认协议或并网调度协议，接入新型电力负荷管理系统或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；
具备聚合可调节负荷以及分布式电源、新型储能等资源的能力；
具备对聚合资源的调节或控制能力，拥有具备信息处理、运行监控、业务管理、计量监管、控制执行等功能的软硬件系统；
聚合范围、调节性能等条件应满足相应市场的相关规则规定。
电费结算
独立储能日前现货市场出清的充电电量、放电上网电量按照日前节点电价结算；实际充电电量、放电上网电量与日前现货市场出清电量的偏差电量，按照实时节点电价结算。
独立储能向电网送电的，其相应的充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。上网环节线损费用、系统运行费用的分摊及返还按照黑龙江省有关规定执行。市场初期，独立储能暂不承担除执行偏差获利回收费用以外的市场运营相关结算科目的分摊或返还。
独立储能电能量电费包含省内中长期合约电能量电费、省内现货市场电能量电费、中长期合约阻塞费用、调平电费等。其中：
根据独立储能省内现货市场充放电结算电量与省内日前市场、实时节点电价计算省内现货电能量电费。
根据实际充放电量与现货、调频市场按时段合计充放电量之差，计算调平电费。
虚拟电厂（负荷聚合商）参与日前现货市场优化、调频市场时段，日前现货市场优化形成的用电计划曲线电量与中长期合约分解电量的偏差电量，按照日前统一结算点电价结算；实际用电量与日前用电计划曲线的偏差电量，按照实时统一结算点电价结算。
通知如下，点击文末“阅读原文”可查看所有文件。
关于公开征求《黑龙江省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.0版）》意见的通知
为规范黑龙江省电力现货市场运营和管理，依法维护经营主体的合法权益，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设，按照国家发展改革委、国家能源局《关于印发<电力现货市场基本规则（试行）>的通知》（发改能源规〔2023〕1217号）要求，结合黑龙江省电力现货市场建设实际情况，省发展改革委会同东北能源监管局组织对黑龙江省电力现货市场规则进行修编，形成了《黑龙江省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.0版）》，现向社会公开征求意见，欢迎有关单位和社会各界人士提出宝贵意见建议。
此次征求意见的时间是2024年11月4日至12月3日，相关意见请通过电子邮件反馈，感谢参与和支持！
联系人：全虹达18945666266
邮箱：hljfgwtg＠163.com
附件：黑龙江省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.0版）
黑龙江省发展和改革委员会
2024年11月4日
责任编辑：芯闻
储能与电力市场年度行业分析报告订阅服务
通过对中国储能市场的发展特点、项目开展情况、市场竞争情况的深入分析，储能与电力市场近期形成了针对2024上半年储能市场的分析报告，另持续提供四份2023年储能行业的分析报告：
《2024上半年储能市场全景分析报告》
摘要链接：
2024上半年储能政策全景分析：六大趋势，关注电力市场环境下储能应用
2024上半年储能盘点：68.4GWh采招结果和中标企业全景分析
14.4GW/35.1GWh！2024上半年新增并网储能项目全景分析
《2023年储能市场分析和2024年发展展望》
摘要链接：
2023储能盘点：935个共49GWh新增并网项目及供货企业全景分析
《2023年储能市场招投标及价格全景分析》
摘要链接：
2023储能盘点：全年129.6GWh采招结果和中标企业全景分析
《2023年储能市场政策及典型收益模式分析》
摘要链接：
2023储能盘点：近30区域为储能开放各类电力市场，100余项电力市场政策回顾
《2023上半年储能市场全景分析报告》
摘要链接：
2023上半年储能盘点：35.3GWh采招结果和中标企业全景分析
2023上半年储能盘点：7.6GW/15.6GWh并网项目全景分析
欲了解详情，可点击摘要链接，进行查看。
如需购买报告，可联系（微信同号）：鲍经理，15201640807