储能与电力市场获悉，11月6日，四川能监办公开征求《四川省电力并网运行管理实施细则（征求意见稿）》和《四川省电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》（以下简称“两个细则”）的意见。
“两个细则”明确，新型储能（电化学储能电站）、配建式储能可作为并网主体参与辅助服务。其中配建式储能应与配建主体作为统一调度单元参与。
规模上，纳入并网管理细则的新型储能容量不低于10MW/20MWh；纳入辅助服务管理细则的独立新型储能容量不低于4MW/4MWh。另外，新型储能电站必须具备一次调频功能；≥4MW/4MWh的新型储能应具有AGC功能。
独立储能、配建有储能的风光电站可提供AGC、APC、有偿一次调频、有偿调峰、有偿无功服务、黑启动和爬坡等多种辅助服务。针对以上服务，“两个细则”制定了明确的补偿标准，例如：AGC服务补偿6元/MW；有偿调峰补偿按充电量0.3元/kWh补偿等。
辅助服费用分摊方面，独立新型储能、并网主体、市场化用户，都需参与辅助服务费用分摊。并网主体与市场化用户分摊比例为1:1。
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并网主体
“两个细则”中规定的并网主体包括：四川省电力调度机构调度管辖的接入35kV及以上电压等级的发电侧并网主体、负荷侧并网主体和新型储能。
发电侧并网主体是指电力调度机构管辖范围的火电、水电（含抽水蓄能）、风电（含配建储能的风电）、光伏（含配建储能的光伏）、自备电厂。配建式储能应与配建主体作为统一调度单元参与辅助服务、参与并网运行考核。
负荷侧并网主体是指能够直接响应调度指令的传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等直控型可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）。纳入本细则管理的直控型可调节负荷容量不低于5MW，向上或向下调节能力不低于5MW，持续时间不低于1小时。
新型储能是指具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求的电化学储能电站。压缩空气、飞轮等新型储能电站参照执行。
其中，纳入并网管理细则的新型储能容量不低于10MW/20MWh；纳入辅助服务管理细则的独立新型储能容量不低于4MW/4MWh。
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辅助服务补偿和分摊标准
“两个细则”中规定的辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。
基本辅助服务包括：基本一次调频、基本调峰、基本无功调节等。
有偿辅助服务包括：有偿一次调频、二次调频、有偿调峰、旋转备用、有偿无功调节、自动电压控制（AVC）、黑启动、转动惯量、爬坡等。
其中，明确了独立储能和含配建储能的风电光伏可提供的有偿辅助服务有AGC、APC、有偿一次调频、有偿调峰、直控型可调节负荷调峰，有偿无功服务、黑启动和爬坡。其中，AGC服务补偿6元/MW；有偿调峰补偿按充电量0.3元/kWh补偿等。
发电侧并网主体（含配建储能的风电光伏）和新型储能自首次并网之日起参与辅助服务费用分摊。
有偿辅助服务补偿计算方法和分摊情况如下表所示。
另外，独立储能和含配建储能的风电光伏暂不纳入转动惯量补偿。转动惯量由新能源承担。
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并网考核和费用结算
“两个细则”中并网细则要求:
发电侧并网主体和新型储能电站必须具备一次调频功能；≥4MW/4MWh的新型储能应具有 AGC功能。
≥20MW/20MWh的新型储能实施一次调频性能考核；<20MW/20MWh的新型储能实施一次调频动作正确性考核。
新型储能母线电压曲线合格范围以电力调度机构根据国家和行业技术标准下达的电压曲线范围或电压值偏差的±4%为标准。
AGC的月投运率须达到98%及以上；AVC 投运率不得低于90%。
考核实施方面，项目均按月度进行考核，并按月进行统计和结算，在下一个月度的电费支付环节兑现。月度分项考核费用，按“谁提供、谁获利”进行分项平衡结算。
新型储能运行管理考核具体内容如下表所示。
并网主体的实际考核费用按照四川燃煤发电基准价×H1×考核电量计算得出。其中发电侧并网主体H1=1.0，新型储能H1=0.8。
各个项目考核主体、返还主体和返还原则如下表所示：
备注：“第二章第六节”指并网技术指导和管理
通知和“两个细则”原文如下。
《四川省电力并网运行管理实施细则（征求意见稿）》原文，请点击“阅读原文”获取。
责任编辑：筱海
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