广东：5MW/1h独立储能准入中长期/现货市场，可获深度调峰补偿和系统运行补偿

1． 额定功率在5兆瓦及以上，额定功率下可持续充电、放电时间均不低于1小时。

2．具备独立分时正反向计量条件。

3．具备调度直控条件，能够可靠接收和执行电力调度机构实时下达的充放电曲线及控制指令，各类性能指标及技术参数应满足相关要求。

4．具备独立法人资格，或经法人单位授权。

5．以独立主体身份按要求签订并网协议、并网调度协议、购售电合同等，原则上并网协议、并网调度协议、购售电合同所指单元须保持一致。已参与电能量市场交易的独立储能， 原则上不得自行退出市场。相关成本收益纳入输配电价的电网替代性储能，不参与市场交易。

中长期交易：

（一）交易品种

独立储能可参与年度、月度、多日等周期的双边协商、挂牌和集中竞争交易 ，具体以实际交易安排为准。

（二）交易方向

独立储能参与双边协商或挂牌交易 ，在同一场次中允许买入和卖出双向交易，在同一场次挂牌交易中对同一小时的电量只允许买入或卖出单向交易，以首笔成交方向为准。 独立储能参与集中竞争交易 ，在同一场次中对同一标的只允许买入或卖出单向交易，以首笔成交方向为准。

现货交易：

独立储能可按照 “报量报价”或“报量不报价” 的方式参与现货电能量交易。

以所在节点的小时平均节点电价作为相应时段的充电、放电结算价格。

以报量不报价方式参与交易的 ，独立储能申报充放电出力计划曲线，经安全校核后予以出清。 以报量报价方式参与交易的 ，独立储能申报充放电能量价格曲线，经集中优化出清形成出力计划。

每条充放电能量价格曲线可最多申报共 10段，每段报价的出力区间长度不得小于以下数值 ： 即max{(额定放电功率－额定充电功率)×5%，1兆瓦} ，其中第一段出力区间起点为额定充电功率，最后一段出力区间终点为额定放电功率。

每段报价的电能量价格均不可超过规定的电能量申报价格上下限范围。

根据放电、充电电量分为两个交易结算单元按“日清月结”模式结算，由中长期合约电费、中长期阻塞电费、日前偏差电费、实时偏差电费、考核及返还电费和补偿电费组成。

独立储能充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

功率限高考核：独立储能发生限高指独立储能在未达到最小允许荷电状态时，放电功率上限未达到并网调度协议中额定放电功率的情况。考核系数与常规机组一致。

功率限低考核：独立储能发生限低指独立储能在未达到最大允许荷电状态时，充电功率上限未达到并网调度协议中额定充电功率的情况。考核系数与常规机组一致。

实时调度计划执行偏差考核：考核系数β3为0.2。

系统运行补偿：独立储能因非自身原因导致在现货电能量市场中的收益低于运行成本费用和电能量报价费用的较小值时，根据独立储能运行成本费用（或报价费用）与其在现货电能量市场中的收益之差得到系统运行补偿费用。独立储能以“报量不报价”方式参与现货交易的，未因系统需要调整申报充放电计划曲线的时段不纳入系统运行补偿，因系统需要调整申报充放电计划曲线的时段予以补偿。实际补偿费用将统筹考虑新型储能测算成本、辅助服务市场收入、新能源配储租赁收入等因素确定，具体实施办法另行制定。

深度调峰补偿：起步阶段，在电力调度机构评估调峰困难时段（常规机组参与深度调峰时段），参与现货市场交易的独立储能纳入“两个细则”深度调峰补偿计算，即按照市场出清结果要求独立储能电站进入充电状态时，对其充电电量进行补偿，补偿分摊按照“两个细则”相关规定执行。

《细则》还指出了独立储能参与现货市场与辅助服务市场的衔接规定。