一、《方案》出台的政策背景是什么?
近年来，国家发改委、国家能源局下发《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》(发改办运行〔2022〕475号)、《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》、《国家能源局关于促进新型储能并网和调度运用的通知》(国能发科技〔2024〕26号)等文件，要求建立完善适应储能参与的市场机制，坚持以市场化方式为主优化储能调度运行，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展。
省内政策方面，河北省发改委发布了《河北省发展和改革委员会关于制定支持独立储能发展先行先试电价政策有关事项的通知》(冀发改能价〔2024〕172号)，明确了独立储能充放电价格政策和容量电价机制。
二、《方案》编制目标和主要内容是什么?
《方案》以服务电力保供、新能源高效消纳、新型电力系统建设为目标，通过市场化手段激励储能等新型市场主体参与电力系统调节，实现新能源发电电力与新型储能灵活调节性能的良性互动，逐步构建源网荷储高效协同的新型电力系统运行体系。
《方案》共九章五十三条，主要明确了冀北电网独立储能收益模式、价格机制、市场准入、注册管理、中长期交易、市场化调度运行、容量租赁交易、考核与结算等内容。
三、《方案》的适用范围包括哪些?
《方案》适用于冀北地区电力现货市场运行前，针对独立储能开展的市场化调度运行、中长期电能量交易和容量租赁交易相关规定。其中独立储能指具备独立计量、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，具有法人资格的独立储能企业。共享储能和新能源配建储能满足与独立储能相同的技术标准和相关要求后，可按照相关工作程序自愿转为独立储能，并按照《方案》执行。
四、《方案》规定了冀北独立储能主要有哪些收益模式?
《方案》明确了冀北地区独立储能的主要收益模式和对应的价格机制：
(一)峰谷电价差收益。独立储能可通过在低谷电价时段充电、高峰电价时段放电获取峰谷价差收益。其中，选择参与中长期交易的独立储能，分别以用电和发电主体参与中长期电能量交易，通过市场化方式形成充、放电电能量价格;未选择参与中长期电能量交易的独立储能，按照《河北省发展和改革委员会关于制定支持独立储能发展先行先试电价政策有关事项的通知》(冀发改能价〔2024〕172号)规定执行。
(二)参与调节服务市场。冀北电网各新能源消纳受限局部地区内的独立储能，可在该局部地区消纳困难时段，参与调节服务市场并获得收益，调节服务价格通过市场化方式形成。
(三)参与容量租赁交易。独立储能可参与容量租赁交易获得收益，容量租赁交易价格通过市场化方式形成。
(四)容量电价。独立储能依据全容量并网时间，享受容量电价激励机制。
五、《方案》中冀北独立储能的调度运行原则是如何规定的?
《方案》明确了冀北地区独立储能调度运行以保障电网安全运行、保障电力可靠供应、促进新能源消纳等电网调节需求为优先目标。其中：
(一)在电网不存在调节需求时，独立储能可根据自身运行需求向电力调度机构申报充、放电功率申请，经安全校核后下发计划执行。
(二)在局部地区新能源消纳困难时段，电力调度机构组织调节服务市场，根据各局部地区内新能源和独立储能自主申报形成的供需关系和出清结果，优化调整独立储能调度计划曲线。
(三)在发生危及电力系统安全的事故(事件)、电力供应紧张及其他必要情况时，所有调管范围内的新型储能接受电力调度机构统一直接调用。
六、《方案》中冀北调节服务市场的组织模式和运营流程是如何规定的?
冀北调节服务市场主体包括新能源消纳受限局部地区内的新能源企业、独立储能主体，以及用户侧储能、虚拟电厂、电动汽车等具备自主响应能力、主动参与调节的新业态、新模式。《方案》制定了调节服务市场的组织模式和价格形成机制，明确了市场主体申报、出清、调用、结算等流程。其中：
(一)日前阶段：电力调度机构制定并下发各独立储能和新能源日前预计划。当次日冀北电网局部地区存在新能源消纳调节需求时，启动调节服务市场，组织新能源受限区域内的独立储能、新能源申报量价曲线，开展日前市场集中出清，形成日前市场边际出清价格、独立储能充电电力、新能源增发电力。根据日前市场出清结果，制定并下发各主体日前计划。
(二)日内阶段：电力调度机构滚动制定并下发各主体日内预计划。根据最新边界条件，滚动开展日内市场集中出清，形成日内市场边际出清价格、独立储能充电电力、新能源增发电力。根据日内市场出清结果，制定并下发各主体日内计划。实际运行时段，电力调度机构根据日内计划，考虑电网实时运行情况，形成AGC控制指令，下发至各市场主体。
七、《方案》中冀北独立储能各类收益是如何结算的?
(一)电能量结算。参与中长期交易的独立储能，上网电量和用网电量均按照“照付不议、偏差结算”原则开展结算，其中用网电量按照直接交易用户方式结算，上网电量按照发电企业方式结算。交易合同按照约定的电量、电价结算，实际执行与交易合同的偏差电量按对应分时偏差价格结算。未参与中长期电能量交易的独立储能，用网电量按电网企业工商业代理购电价格分时结算，上网电量按当月月度集中竞价交易相应时段市场均价分时结算。
(二)调节服务市场结算。独立储能、新能源在正常执行调度指令时，独立储能获得的调节服务费用按各时段市场日内出清价格乘以日内出清调节电量结算，新能源支付的调节服务费用按各时段市场日内出清价格乘以日内出清调节电量结算。
(三)容量租赁交易结算。容量租赁费通过在独立储能、新能源企业结算的上网电费中增加或扣减相应电费，按月与发电企业电能量电费一并结算。需配建储能的新能源企业未能足额租赁储能容量的，其容量差额部分按照全网当月容量租赁均价的1.2倍支付相应容量租赁费用。
(四)容量电价结算。独立储能电站可获得的容量电费根据容量电价标准和月度平均可用容量确定。容量电价上限为100元/千瓦·年，容量电价标准根据储能并网时间逐月退坡。月度平均可用容量=∑0.5×(日可用充电容量×可持续充电时长+日可用放电容量×可持续放电时长)，电力调度机构根据实际执行情况，按月统计月度平均可用容量。
八、《方案》预期有何成效?
《方案》充分考虑冀北地区电力系统运行及电力保供、新能源消纳等实际情况，建立适应冀北地区储能等新型主体参与的市场机制，在新能源消纳困难时段，根据新能源消纳调节需求和储能调节能力，形成市场供需匹配曲线，通过合理有效的价格信号，引导储能等各类新型市场主体积极主动参与系统调节，提升新能源消纳水平，同时有效提升储能运营收益，促进行业健康发展，构建新能源与储能等新型主体互利共赢的良好生态。
