宁夏电网独立储能参与市场要点解析

宁夏电力交易中心二O二五年二月 喵公众号·储能日参 储能注册及装机情况 诸能参与市场的三个阶段 储能参与中长期交易要点 三 储能注册及装机情况 截至2025年1月，宁夏电网新能源总装机容量4133.20万千瓦，占比57.84%，宁夏电网独立储能并网容量471.89万千瓦/944.12万千瓦时。注册独立储能电站32家 独立储能作为独立经营主体参与电力市场：配建储能通过技术改造满足同等技术条件和安全标准，可选择转为独立储能参与宁夏中长期电力市场交易。 满足准入条件的独立储能企业可通过宁夏电力交易平台办理市场注册，须对注明信息及提供资料的真实性准确性、完整性负责。 独立储能注册后，参与市场期间县有发电（放电）和用户（充电）双重身份。初期不参与零售市场， 储能注册及装机情况 诸能参与市场的三个阶段 储能参与中长期交易要点 结合国家相关政策要求和宁夏电力市场建设进度，储能交易结算分为现阶段参与调峰辅助服务市场、现货连续运行前（中长期市场+调峰辅助服务市场）、现货连续运行后（现货市场+容量补偿）三个阶段 现阶段参与调峰辅助服务市场 现货连续运行前，参与中长期市场+调峰辅助服务市场 现货连续运行后，参与现货市场+调频市场+容量补偿 政策依据 +《自治区发展改革委关于新型储能项目参与辅助服务市场有关事项的复函》（2023年1月3日） 《国家能源局西北监管局宁夏自治区发展改革委关于印发<宁夏电力辅助服务市场运营规则>的通知》（西北监能市场（2021）14号） 自治区发展改革委关于促进储能健康发展的通知（宁发改能源（发展）【2024】816号） →自治区发展改革委关于做好2025年电力中长期交易有关事项的通知（宁发改运行（2024）952号） 储能参与市场的三个阶段 现阶段参与调峰辅助服务市场 目前，全区独立储能参与调峰辅助服务市场，按照国家能源局西北监管局、宁夏自治区发展改革委印发的《宁夏电力辅助服务市场运营规则》，储能调峰辅助服务补偿价格为0.6元/干瓦时（调试期补偿价格为0.48元/千瓦时） 储能电站下网电量为储能电站充电电量，上网电量为储能电站放电电量。充电电量与放电电量差值作为储能电站损耗电量。 储能电站下网电量、上网电量执行火电基准电价（259.5元/干干瓦时）：独立储能损耗电量承担输配电价（免收基本电费）、系统运行费、上网环节线损费用和政府性基金及附加，上网电量对应的下网电量不承担上述费用。下网无功电量执行功率因数调整电费。损耗电量为负时，损耗电费按“0”结算。 储能参与市场的三个阶段 热行基准电价 未入市，上、下网电量均执行火电基准电价(259.50元/千干瓦时) 充、放电分别结算 放电时（上网）：按照发电企业结算方式管理，由交易中心结算，电网公司财务部支付电费；充电时（下网）：按照电力用户结算方式管理，由地市供电公司营销部结算并收取电费。 损耗电量承担对应电压等级工商业两部制输配电价和政府性基金及附加，由地市供电公司营销部收取。 储能参与市场的三个阶段 费用计算 兑现周期 交易机构根据调度机构发布辅助服务费用周期确定。（目前是延后三个月兑现》按调度机构的发布结果兑现至放电电量结算单。 储能参与市场的三个阶段 中长期市场+调峰辅助服务市场 2024年2月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格（2024）196号），按照文件规定。宁夏储能调峰辅助股务补偿价格由0.6元/千瓦时降至0.2595元/干瓦时（下降57%） 现货市场连续运营前，独立储能参与中长期电能量市场，可同步享受调峰辅助服务收益。中长期电能量合行，调峰辅助服务补偿价格按西北能源监管局和自治区发展改革委出台文件为准。 储能参与市场的三个阶段 现货市场+调频市场+容量补偿 现货市场连续运行后，储能可参与现货电能量交易及调频销助服务交易，调峰市场不再运行。储能交易结算规则执行宁夏电力市场现货市场规则， 后续，将推动建立储能容量补偿机制，支持储能产业健康平稳发展，促进区内新能源消纳和电力保供。拉动区内投资，实现多方共赢，助力自治区经济高质量发展， 储能注册及装机情况 诸能参与市场的三个阶段 储能参与中长期交易要点 三 总体原则 充分考虑区内电力市场运行情况。结合宁夏电力供需实际，在2023年、2024年区内电力中长期市场分时段连续运营基础上，继续深化完善形成2025年中长期市场交易方案。 （一）深化中长期分时段连续运营。在前期分时段连续运营基础上，继续优化分时段价格机制，充分发挥市场资源优化配置作用，引导发用两侧可调节资源主动参与电网调峰，促进电力安全稳定供应。 （二】促进新能源区内高效消纳。进一步完善市场机制，满足高比例新能源市场主体灵活交易需求，提高用户绿电消费占比，充分发挥市场作用，促进新能源高效消纳，推动能源绿色低碳转型， （三）做好现货市场试运行衔接。充分结合现货市场相关规则，按照“中长期稳预期、现货发现价格”原则，充分发挥中长期市场“压舱石”作月，做好中长期市场与现货市场长周期结算试运行★高效衔接 2025年中长期交易方案 市场准入 ★已入市的区内公用发电企业 →取得电力业务许可证，达到效、环保要求的并网燃煤自备电厂，在满足自用负荷的前提下，富余电力电量可参与交易。 →新并网或电力业务许可证信息发生变更的机组，按照国家能源局关于印发<发电机组进入及退出商业运营办法>的通知》（国能发监管规【2023】48号），《国家能源局西北监管局关于进一步明确西北区域发电机组进入及退出商业运营有关事项的通知》、（西北监能市场【2024】73号）★相关要求参与市场交易和结算。 银东、灵绍、中衡直流沙戈荒大基地光伏项目 富余电力可参与区内除年度以外其他市场化交易公众号·储能日参 2025年中长期交易方案 市场准入 →10kV以下工商业月户直接进入市场，市场化用户所有同名工商业户号全部进入市场★，市场化规模继续扩大。 →新增的工商业负荷申请用电报装时，可选择在电力交易机构同步办理市场注册手续，注册生效后为批发用户，可直接参与市场交易。 +预计2025年区内市场化交易规模约895亿千瓦时（1030亿-135亿） 市场准入 ★符合《国家能源局关于印发<电力市场注册基本规则>的通知》（国能发监管规（2024）76号）、国家发展改革委国家能源局关于印发<售电公司管理办法>的通知》（发改体改规【2021）1595号）要求，在电力交易机构注册生效，持续满足准入条件。 →独立储能按照《宁夏独立储能参与中长期市场交易方案》参与中长期市场，虚拟电厂按照国家、区域、自治区相关政策以发电企业或用户身份参与中长期市场，★ 时段划分 中长期交易按日划分24小时时段，初期为引导市场主体形成分时段价格，将24小时时段归为峰（含尖峰）、平、谷（含深谷）三类： 峰段：7:00-9:00，17:00-23:00；谷段：9:00-17:00；平段0:00-7:00,23:00-0:00, 2025年中长期交易方案 电力直接交易组织 2025年中长期交易方案 年度交易组织时序 用户与新能源双边协商 提高用户新能源电量占比，满足其绿色电力消费需求， 用户与新能源集中竞价 用户与新能源增开一轮集中竞价交易，满足市场主体交易需求。 用户与火电集中竞价 3 火电与用户年度交易方式由双边协商调整为集中竞价。 年度交易 1.储能、用户与新能源交易：提高用户新能源电量占比，满足其绿色电力消费需求。 组织时序：用户、售电公司与新能源开展双边协商和集中竞价交晶★，集中竞价以统一边际价格出清。电网代理购电只参与集中竞价交易。 +价格机制：平段交易申报价格不超过基准电价（259.5元/干瓦时），峰段不低于平段价格的130%（337.35元/干瓦时），且不超过150%（389.25元/干瓦时），谷段不超过平段价格的70%（181.65元/干瓦时） 2025年中长期交易方案 年度交易 2.用户与火电交易： →组织时序：用户、售电公司与火电开展集中竞价交易，以统一边际价格出清。 →价格机制：火电与用户平段交易申报价格符合《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格【2021）1439号，以下简称1439号文）、《国家发展改革委国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格【2023]1501号）要求★，峰段交易申报价格不低于平段价格的150%，谷段交易申报价格不超过平段价格的50%， 季度末按照年度交易组织方式开展后续月份多月交易，满足新入市市场主体交易需求。 喵公众号·储能日参 月度/旬交易 组织时间 每月月末（拟定20日）组织开展次月月度交易，上月25日、当月5日、15日组织旬交易，逢节假日交易时间以每月发布的交易时序为准。 交易方式 月度、旬交易按照用户与新能源、用户与火电次序组织，均采用集中竞价交易方式统一边际价格出清。价格机制同年度交易。 合同交易 每月月度交易前依次开展合同回购、合同置换、合同转让交易。月中根据市场主体需求开展合同转让交易，转让当月后续天数（T+3）交易电量★，错开日融合交易适时开展月内连续合同转让交易★公众号·储能日参 日融合交易 日融合交易按工作日连续开市，每日（T日）组织开展T+2日融合交易，遇法定节假日的组织开展多日交易。具体以交易日历安排为准。工作日交易组织时间为9:00-10:00，逢节假日前一天组织开展多日交易交易组织时间为9:00-12:00（每小时组织一天日融合交易）。） 日融合交易采用多轮次集中竞价方式开展，每15分钟集中出清一次，以统一边际价格出清。市场主体参与日融合交易申报次数由24次降低至4次，极大减少市场主体交易工作量。 峰、平、谷各段申报价格下限为2025年年度交易各时段成交最低价的0.9倍，申报价格上限为2025年年度交易各时段成交最高价的1.1倍。★★★ 日融合交易 同一市场主体可根据自身电力生产或消费需求参与日融合交易，同一交易日的同一时段，市场主体仅可作为购方或售方参与交易， 发电企业在单笔电力交易中的售电量不得超过其剩余最大发电能力，购电量不得超过其售出电能量的净值（指多次售出、购入相互抵消后的净售电量）。用户在单笔电力交易中的售电量不得超过其购入电能量的净值（指多次售出、购入相互抵消后的净购电量）：购电量不得超过其剩余交易限额。 用户交易限额★ 用户分时交易总限额=2024年该时段最大用电量×1.1×当月日历天数 2025年有增量用电需求的用户，可由地市供电公司（行政公章）开具增量用电需求证明，并明确增量日负荷曲线： 售电公司限额取其代理用户之和。且不超过缴纳履约保函/保险折算的最大交易电量 2025年中长期交易方案 发电企业交易限额★ 新能源分时交易总限额=装机容量×当月日历天数 火电分时交易总限额=装机容量×当月日历天数 多月、月度、旬交易、日融合各时段剩余可交易限额为该时段交易总限额减去该时段已成交电量。 火电1月份每时段限额=660×31=20460风电1月份每时段限额=150×31=4650光伏1月份每时段限额=200×31=6200 喵公众号·储能日参 2025年中长期交易方案 储能交易原则★ 独立储能参与中长期电力市场期间以发电（放电）和用户（充电）双重身份分别参与市场交易。初期不参与零售市场。 同一交易周期、交易标的，储能仅可作为购电方或售电方参与交易。储能以额定装机容量作为参与中长期交易的边界条件，单笔交易中的购电量不超过其最大充电能力，售电量不超过其最大可放电能力。 独立储能发、用两侧主体暂不执行交易电量70%比例要求。储能主体用电侧和发电侧的偏差电量，均按该储能主体当日对应时段所有交易合同加权平均电价进行结算；如该储能主体对应时段无市场化交易合同，按当日对应时段全市场日融合交易加权价进行结算。 独立储能参与中长期电力