8月28日，河南能源监管办发布关于征求《河南电力辅助服务市场交易细则 （征求意见稿）》意见的通知。
根据通知，细则适用于河南省内开展的电力调峰、调频辅助服务市场交易。电力现货市场未连续运行时，不向用户侧疏导辅助服务费用。现货市场试运行期间，调峰辅助服务按现货试运行方案执行，现货市场连续运行时调峰辅助服务市场不再运行。
独立储能项目，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。
配建储能项目，通过技术改造满足独立储能项目同等技术条件和安全标准，可转为独立储能项目参与电力调峰辅助服务市场。涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能，暂不参与电力调峰辅助服务市场。
原则上储能额定功率不低于10兆瓦、连续储能时长2小时及以上（根据市场发展情况适时调整功率和时长）。
满足调度技术管理要求，具备自动发电控制（AGC）功能，能够可靠接收和执行调度机构AGC系统实时下达的充放电指令，其调节速率、调节范围、响应时间和调节精度等性能指标满足相关标准要求。
储能调峰交易，卖方为满足准入条件的储能电站，买方为集中式风电和光伏，省内10（6）千伏及以上电压等级并网的分散式风电、分布式光伏（不含扶贫项目）及统调公用燃煤机组。
电力调度机构依据“按需调用、公平调度”原则，在保障电网安全运行前提下，按照社会成本最优化原则，优先调用无偿及报价较低的储能资源。为满足电网安全稳定运行，必要时电力调度机构可直接调用储能资源。
新型储能参与调峰交易申报时，应在竞价日09:45 前申报次日或多日可提供的充电容量（兆瓦时）、最大充电能力（兆瓦）和参与调峰辅助服务的补偿价格（元/兆瓦时）等。市场初期，对新型储能运营主体市场申报价格设立最高限价200元/兆瓦时，后期将根据我省市场发展情况适时调整。
储能调峰辅助服务补偿费用计算周期为15 分钟，补偿电量为其计算周期内参与电网调峰的充电电量，市场初期，按照“日前报价、实时出清”交易机制，补偿价格按照我省煤电机组第一档调峰辅助服务交易结算价格优先出清（报价相同时储能优先出清），储能调峰补偿费用为补偿电量×补偿价格。
为满足电网安全运行和保供等需要，电力调度机构在调峰辅助服务市场未开启情况下，直接调用储能资源时，储能项目按照调度机构指令进行的充放电行为不获得调峰辅助服务费用。
在发电企业计量出口内建设的电储能设施，与发电机组联合参与调峰，纳入深度调峰交易。计量出口外的电储能设施、电网侧和用户侧的电储能设施、独立电储能设施均可作为独立市场主体参与调峰辅助服务市场。作为独立市场主体参与的，应将储能设施的实时充放电等信息及时准确上传至省调并接受统一调度管理。
此外，通知还提出，鼓励火电配建储能提高AGC调节性能。市场初期，独立储能实际调节速率不得高于50MW/分钟。
独立储能申报调频容量范围为额定容量的10%-15%
原文如下：
关于征求《河南电力辅助服务市场交易细则
（征求意见稿）》意见的通知
豫监能函〔2024〕11号
国网河南省电力公司，华能、大唐、华电、国家电投、国家能源、华润电力、华晨电力河南公司，豫能控股公司,有关市场主体:
为进一步完善和深化河南电力辅助服务分担共享新机制，提高全省电力调节能力，更好统筹煤电与新能源协调发展，维护市场交易公平秩序，加快构建新型电力系统，按照国家发展改革委、国家能源局《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》有关规定，结合我省近年来电力辅助服务市场运行经验，河南能源监管办组织究市场成员研编制了《河南电力辅助服务市场交易细则（征求意见稿）》，（详见附件）。请你单位在9月27日前将有关意见建议反馈我办。
联系人：曹桂州[email protected]
附件：《河南电力辅助服务市场交易细则（征求意见稿）》
河南能源监管办
2024年8月26日
