核心要点梳理|浙江电网侧独立新型储能参与电力市场意见稿

近期，浙江省发改委、省能源局、浙江能源监管办联合发布《关于电网侧独立新型储能参与电力市场的通知（征求意见稿）》。文件明确市场注册、准入、交易、结算、风险防控等规则，纳入全省 40 个电网侧储能项目，总规模 2.54GW/5.1GWh。方案拟 2026年10月01日 实施，2027年01年01 切换为报量报价模式参与现货市场，以下为政策核心要点。

一、市场注册规则：按调度单元注册，明确主体身份

（1）储能按调度单元注册，同一电站存在多个调度单元的，拆分装机分别注册，商运状态以调度机构审核确认为准。
（2）完成储能企业注册后，原用电户号不得再以电力用户身份参与零售交易。
（3）时间节点：存量零售合同需2026年09月15日 前完成解约并提交备案表；2026年10月01日 未完成备案，储能交易主体身份自动失效。

二、项目分类准入：按调度属性、运营状态差异化开放市场权限

（1）已商运统调电网侧独立储能：可参与现货电能量市场 + 调频辅助服务市场；需接入省调自动化系统，具备 AGC 功能，可实时上送 SOC、调频能力信号，完成涉网试验。
（2）已商运非统调电网侧独立储能：仅参与现货电能量市场，不参与调频辅助服务；接入属地调度自动化系统，具备有功功率控制及 SOC 上传能力。
（3）未商运电网侧储能：不参与现货、调频市场，并网调试执行新建机组调试规则。
（4）清单项目合计 40 个：28 个统调商运、6 个非统调商运、3 个统调未商运、3 个非统调未商运，覆盖浙江多地。

三、现货与调频交易规则：自计划过渡，电能量与调频互斥

现阶段储能以调度单元采用自计划模式参与现货，2027年01月01日 切换报量报价模式。
（1）现货申报：D‑2 日 16:00 前上报运行日 96 点自计划曲线及初始 SOC；迟报漏报且无常设申报默认报 0；D‑1 日调度做 SOC 校验，不满足约束时段功率置 0。
（2）调频市场（仅限统调商运储能）：全省储能调频需求上限 120 万千瓦；储能按日选择是否参与；申报调频容量不低于装机 60%；D‑1 日 10:15 前完成调频全量申报，缺项视为放弃当日资格。
（3）互斥机制：入选日前调频机组组合的储能单元不再参与电能量市场；其余储能按校核后自计划曲线参与现货，按节点电价结算。
（4）实时市场：调频与常规机组统一出清；电能量市场储能执行日前调度计划。

四、结算模式：日清月结，明确充电成本构成

（1）执行日清月结，按日出清分结果，按月完成电费收付。
（2）充电电价包含：上网电价、上网环节线损费用、系统运行费用、输配电价、政府性基金及附加。上网电费、线损、系统运行费按全部充电量计收；输配电价、政府基金附加按净充电量（总充电量‑放电量）计收，执行单一电量制输配电价，不计功率因数调整电费。
（3）统调储能纳入发电侧二级限价、成本补偿、辅助服务、市场化响应分摊；调试期项目电量按当月省内储能二级限价后实时市场均价结算。

五、风险防控相关要求

（1）调度机构可根据电网运行需要调整调频需求、机组组合、充放电曲线；因调度调整造成储能当日电能量收益为负，收益置零，调度做好记录并向主管部门报备。
（2）未完成注册、账号失效的储能原则上不予调用；确因电网安全调用暂不结算，完成合规手续后补结算。

六、实施及后续安排

（1）本方案2026年10月01日 起实施。
（2）主管部门跟踪运行及收益情况，动态优化参数；2027年01月01日 电网侧独立储能切换报量报价模式参与现货市场，细则另行发布。