新疆维吾尔自治区发展和改革委员会
新疆维吾尔自治区发展和改革委员会
新发改规[2020]6号
伊犁州发展改革委、各地（州、市）发展改革委，国网新疆电力有限公司、新疆电力交易中心有限公司、大唐新疆发电有限公司、华能新疆能源开发有限公司、华电新疆发电有限公司、国家电投新疆能源化工集团有限公司、国家能源集团新疆能源有限责任公司，各有关企业：
为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局等五部委《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》（发改能源〔2017〕1701号），规范储能项目管理，增强我区电力调峰系统备用容量，保障新疆电网安全稳定运行，缓解新能源弃电率高的现象，提升供电可靠性，我委研究制定了《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》。经报请自治区人民政府同意，现印发给你们，请认真贯彻执行。
附件：新疆电网发电侧储能管理暂行规则
自治区发展改革委
2020年5月21日
附件：
新疆电网发电侧储能管理暂行规则
第一章 总则
第一条为保障新疆电网安全、优质、稳定、经济运行，规范储能管理，通过市场化的经济补偿机制激励电储能装置参与调峰，促进风电、光伏等清洁能源消纳，制定本规则。
第二条本规则制定依据为《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其相关配套文件、《国家能源局关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》（国能监管〔2016〕164号）及国家有关法律、法规及行业标准。
第三条本规则适用于新疆省级电力调度机构直接调管的，参与新疆区域内电力电量平衡的电储能装置。新疆电储能企业所有成员必须遵守本规则。电储能装置的并网、运行和管理均按照《新疆电网电源侧储能电站调度运行管理规定》执行。
第四条自治区发展和改革委员会（以下简称自治区发展改革委）会同有关监管部门根据职责履行行业管理和监督职能。
第二章 电储能交易
第五条电储能交易指蓄电设施通过化学或物理方法，在低谷或弃风、弃光时段储存电力，在需要时段释放电力，从而提供调峰服务的交易。
第六条鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施，要求充电功率在0.5万千瓦及以上、持续充电时间2小时及以上。
发电侧储能是指在火电厂、风电场、光伏电站发电上网关口内建设的电储能设施或汇集站发电上网关口内建设的电储能设施。储能装置容量不得超过发电上网关口内发电机组容量。
第七条在火电厂发电上网关口内建设的电储能设施，与机组联合参与调峰，按照深度调峰管理、费用计算和补偿。
第八条在风电场、光伏电站发电上网关口内建设的电储能设施，其充电能力按照《新疆电网电源侧储能电站调度运行管理规定》的要求，可申报为自用容量和调峰可用容量。
第九条自用容量由所在风电场和光伏电站使用，释放电量等同于发电厂发电量，按照发电厂相关合同电价结算，不参与市场结算。
第十条在风电场、光伏电站发电上网关口内的储能设施也可自愿作为独立的电力用户，申报调峰可用容量，并根据实际调用情况进行结算。
电储能设施可与发电企业自行协商签订合同，放电上网电量视为该发电企业的上网电量，按照该发电企业的上网电价结算。
在汇集站内部，与电储能设施签订合同的新能源企业，其上网电量剔除电储能设施的充电电量。
第十一条调度机构在发生电网安全问题或出于新能源消纳的整体考虑，有权调用电储能装置，自用容量和调峰可用容量必须服从调度指令，并按照相应方式结算。
第十二条风电、光伏企业购买到的电储能设施的电力为风电、光伏企业对应时段新增发电空间。除发生危及电网安全运行等特殊情况外，电力调度机构须严格保证风电、光伏企业交易电力的发电空间。
风电、光伏因风、光资源不足等自身原因未达到调度计划指令的欠发电力，不予追补。
第十三条电储能设施根据电力调度机构指令进入充电状态的，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为0.55元/千瓦时。
每月月底，各火电厂、风电场、光伏电站按照月度实时深度调峰有偿服务补偿费用承担比例进行支付（参与双边协商交易的新能源企业须一并支付）。具体支付费用按照以下方式计算：
公式：各公用火电厂、风电场、光伏电站电储能支付费用＝（各公用火电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰支付费用/所在省区月度实时深度调峰总支付费用）×电储能补偿总费用
实时深度调峰支付费用由省（区）内负荷率大于等于深度调峰基准的公用火电厂、风电场、光伏电站按照调用时段共同分摊。
（一）火电厂分摊方法：参与分摊的火电厂根据实际调峰率的不同，分三档依次加大分摊比重，进行“阶梯式”分摊。具体分摊金额按照以下方式计算：
公式：火电厂调峰分摊金额＝【火电厂修正后发电量/（省区内参与分摊的所有火电厂总修正后发电量＋省区内参与分摊的所有风电场、光伏电站修正后总发电量）】×火电厂电储能补偿总费用
火电厂修正后发电量＝
其中，火电厂发电量按不同负荷率区间进行分档，负荷率高于有偿调峰基准但小于55%部分为第一档，负荷率在55%至60%之间部分为第二档，负荷率高于60%部分为第三档，对应三档的修正系数分别为k1＝1、k2＝3、k3＝4.5。因系统原因或调度调用造成火电厂负荷率偏高的不进行分摊。
（二）风电场、光伏电站分摊方法：参与分摊的风电场、光伏电站根据实际发电量比例进行分摊，并根据风电场、光伏电站上一年度利用小时数与保障性收购小时数之差进行阶梯式修正。具体分摊金额按照以下方式计算：
公式：风电场、光伏电站调峰分摊金额＝【风电场、光伏电站修正后发电量/（省区内参与分摊的所有火电厂修正后总发电量＋省区内参与分摊的所有风电场、光伏电站修正后总发电量）】×风电场、光伏电站调峰补偿总金额
省区内参与分摊的所有风电场、光伏电站修正后总发电量=省区内参与分摊的所有风电场、光伏电站实际总发电量×修正系数p×区域系数q
修正系数p以保障性收购利用小时数（参考《国家发展改革委国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》发改能源〔2016〕1150号）为基准进行修正（文件中未提及地区按最低标准计算），上年度利用小时数较保障性收购利用小时数每降低100小时（取整），分摊电量系数减小10%。若上年度利用小时数高于等于保障性收购利用小时数，则p=1。
区域系数q是充分考虑新疆电网西部和南部新能源发电受阻情况后设立的，其中阿勒泰、塔城、博州、阿克苏、喀什、和田地区的新能源厂站该系数为0.9，其它地区新能源厂站该系数为1，若系统网架变化区域系数将进行年度调整。
第三章 市场组织与执行
第十四条 有关发电企业、电储能等将双边协商达成的电储能交易意向提前1个月上报电力调度机构，由电力调度机构校核通过后执行。
第十五条 风电、光伏企业参与电储能交易发出的电量部分不参与实时深度调峰费用分摊。
第四章 市场监管及干预
第十六条自治区发展改革委会同有关监管部门根据职责履行对电储能市场运行进行监督管理。
第十七条自治区发展改革委会同有关监管部门采取现场或非现场方式对本规则实施情况开展检查，对市场主体和市场运营机构违反有关规定的依法依规进行处理。
第五章 附则
第十八条根据新疆电力市场的发展，后期将建立现货交易市场和调频辅助服务市场，电储能交易可依法合规纳入。
第十九条本规则由自治区发展改革委负责解释，并根据市场实际运行情况,对相关标准和条款进行修改，报自治区电力体制改革领导小组备案后执行。
第二十条本规则自印发之日起实施。
