中国储能网讯：近日，青海电力交易中心发布青海省能源局关于开展青海电力现货市场第二次结算试运行工作的通知。随通知下发《青海省电力现货市场第二次结算试运行工作方案》（以下简称“方案”）和《青海省电力现货市场规则汇编（V3.0结算试运行稿）》（以下简称“规则”）。

根据方案，本次结算试运行时间为2025年4月15日至23日（2025年4月14日至22日分别组织4月15至23日的日前现货交易）开展调电，其中4月17至23日开展实际结算，其余时间仅调电不结算。

试运行涵盖现货电能量市场交易组织、申报、出清、结果发布、实际调电控制和实际结算等全流程。储能电站作为新型市场主体，可通过“自调度”方式参与现货市场交易与结算。参与的储能电站充电功率在10MW及以上、持续充电时间在2小时及以上。配建储能与所属经营主体视为一体参与市场，具备条件的可以转为独立储能参与市场。

此次参与电力现货结算试运行的储能电站有：闵行储能电厂。公开资料显示，该电站投运于2020年11月，建设规模为32MW/64MWh，由上海电气电站集团投资建设并运行。

调频辅助服务方面，省内调频辅助服务市场开展后，与现货电能量市场分开独立运行，调频辅助服务市场优先于现货电能量市场出清。独立储能以自调度方式参与现货出清的时段不再参与调频市场，其余时段可参与调频市场。

调峰辅助服务方面，未纳入现货结算的储能电站仍可参与调峰辅助服务市场。此外，火电调峰交易与现货交易实现融合。

本次电力现货市场申报价格及出清价格范围设定在80元/MWh~650元/MWh之间。独立储能电站的充、放电电量执行所在节点电价；当电网出现供应紧张或其他特殊运行情况时，储能电站由电力调度机构统一调度，其充电电量执行实际充电时段用户侧结算电价，放电电量按当天实时市场最高出清价进行结算。

市场成员

参与青海现货电能量交易的市场成员包括市场主体、电网企业和市场运营机构三类。

主体包括发电侧市场主体、用户侧市场主体和新型市场主体。其中：

发电侧：青海省内参与中长期交易的统调燃煤火电机组、集中式新能源场站（扶贫、特许经营权、存量光热发电项目、分布式/分散式项目、直流配套电源及光伏应用领跑者除外）。

用户侧：青海省内参与中长期交易的电力批发用户、售电公司。

储能：满足现货市场计量条件的独立储能电站。

市场运营机构包括电力调度机构和电力交易机构。电力调度机构特指国网青海电力调度控制中心，电力交易机构特指青海电力交易中心有限公司。

电网企业指国网青海省电力公司。

市场注册、变更和注销

拟参与电力现货市场交易的发电企业、电力用户、售电公司、储能企业等各类主体，应当符合基本条件，在电力交易机构办理市场注册。市场注册审查通过的发电企业、电力用户、储能企业原则上无需公示，注册手续直接生效。

储能企业应满足以下基本条件：

(一) 与电网企业签订并网调度协议，接入电力调度自动化系统:

(二) 具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足结算要求:

(三) 满足最大充放电功率、最大调节容量及持续充放电时间等对应的技术条件，暂定为充电功率在10MW及以上、持续充电时间在2小时及以上;

(四) 配建储能与所属经营主体视为一体，具备独立计量、控制等技术条件，接入电力调度自动化系统可被电网监控和调度。具有法人资格时，可选择转为独立储能项目，作为市场主体直接参与电力市场交易。

市场主体在市场注册信息变更期间可正常参与市场交易。储能企业信息变更主要包含储能企业主体经营权变化引起的储能项目（单元）转让、储能单元容量调整、其他影响交易组织的关键技术参数变更等。

市场主体退出电力市场交易，分为申请注销和自动注销。已市场注销的市场主体再次参与电力市场交易，应在电力交易机构重新办理市场注册。

现货电能量交易

现阶段，参与现货电能量市场的发电侧市场主体包含燃煤火电机组、新能源场站；用户侧市场主体包括售电公司、批发用户和电网企业代理购电用户；新型市场主体包括储能电站。

燃煤火电机组以“报量报价”的方式参与现货电能量市场；准入市场的新能源场站按照“报量报价”的方式参与现货电能量市场，同时申报运行日发电预测曲线；储能电站以自调度的方式参与现货电能量市场，自行申报充放电曲线、存储电量状态SOC等；批发用户、售电公司、电网企业代理购电用户以“不报量不报价”的方式参与现货电能量市场，接受现货市场价格。

省内调频辅助服务市场开展后，与现货电能量市场分开独立运行，调频辅助服务市场优先于现货电能量市场出清。对于独立储能而言，以自调度方式参与现货出清的时段不再参与调频市场，其余时段可参与调频市场。

日前电能量交易

现阶段，采取“发电侧报量报价、用户侧不报量不报价”的模式组织日前电能量市场交易。采用全电量申报、集中优化出清的方式开展。

日前电能量市场出清结果不作为结算依据，仅为市场主体提供价格信号，引导用户根据电力供需形势主动调整用电行为，优化用电结构，实现削峰填谷。

由市场主体向市场运营机构提供的并网机组运行参数，应与并网调度协议保持一致，作为现货市场计算出清默认参数。其中储能运行参数包括储能电站最大充、放电功率，单位为MW；储能电站最大、最小允许荷电状态（SOC），单位为MWh； 储能电站的充、放电效率等。

交易申报方面，现货电能量市场为每日均运行的市场，各市场主体需每日向市场运营机构提交申报信息，迟报、漏报或不报者均默认采用缺省值作为申报信息。竞价日（D-1）8:30 前，所有市场机组（新能源为场站）须通过电力交易平台完成日前电能量交易申报。若未按时申报，则按照缺省报价信息参与市场出清。

储能电站作为发电和用电的结合体，以“自调度”方式参与市场，自主决策申报充放电曲线，存储电量状态SOC等。电力调度机构按照储能电站申报的“自调度”曲线安排储能运行，在发生危及电力系统安全或电网供需平衡等事件时，储能电站应接受电力调度机构统一直接调用。

市场结算

电力现货市场采用“日清月结”的结算模式，电费计算周期为日，出具日清算核对单，以月度为周期发布正式结算依据，开展电费结算。发、用侧均以15分钟为基本计算时段。

中长期市场根据合同约定的分时曲线和分时价格对中长期合约电量做全电量结算。

跨省辅助服务市场结算按照西北区域各类辅助服务市场相关规定对市场主体进行补偿及分摊。

电价结算时，当储能电站按照自调度曲线充放电时，其充、放电电量执行所在节点电价；当电网出现供应紧张或其他特殊运行情况时，储能电站由电力调度机构统一调度，其充电电量执行实际充电时段用户侧结算电价，放电电量按当天实时市场最高出清价进行结算。

储能电站电能量电费结算如下：

储能电站实际充电、放电电量按照实时节点电价结算。

储能电站电能量电费包括省内现货电能量市场电费、计量偏差电费、执行偏差考核费用。

省内现货市场电费结算：储能电站充、放电电量执行发电侧结算电价。

储能电站计量偏差电费结算：储能电站月度结算电量与累计分时段计量电量之差，和发电侧月度实时出清电量加权均价计算独立储能计量偏差电费。

原文如下：