北京
来源：市场资讯
（来源：储能与电力市场）
「储能与电力市场」获悉，9月18日，青海省能源局发布公告，对《青海电力现货市场交易实施细则（V7.0征求意见稿）》公开征求意见。
征求意见稿的修改说明显示，此次修订包括多条储能参与电力现货市场的相关条款，新增了绿电直连、绿电聚合等新型主体参与市场机制，具体如下。
储能电站相关条款修订
将新型储能参与市场方式调整为原则上全部“报量报价参与现货电能量市场”。此前为储能电站按月自愿选择报量不报价或报量报价参与市场。
同时优化储能电站模型，实时市场在日前出清结果基础上，自由优化第一时刻出力；储能自愿申报为维持厂用电所需的最小技术出力，最小技术出力不得大于装机容量的 5%。删除储能调用结算机制。
另外，调整后的条款中，储能电站也包含了电源侧储能电站。其中，不具备AGC控制功能的电源侧储能，以报量不报价方式参与市场。电源侧储能视作新能源场站扩充部分，与所属新能源场站打捆参与现货电能量市场，不再设置准入条件，结算方式由相关主体协商确定。
调整前
储能电站按自然月自愿选择以报量不报价或报量报价的方式参与现货电能量市场，申报量价、充放电曲线、存储电量状态 SOC 等。
当电网出现供应紧张、上级调度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进行二次优化，若调用期间储能电站实时市场放电价格低于最近一个月储能放电加权均价或储能电站实时市场充电价格高于最近一个月储能充电加权均价，则给予运行补偿。
调整后
储能电站（含电源侧储能电站）原则上全部报量报价参与现货电能量市场，暂不具备AGC控制功能的电源侧储能，以报量不报价方式参与现货电能量市场。电源侧储能与所属新能源场站打捆参与现货电能量市场，电源侧储能电站视作新能源场站扩充部分，不再设置准入条件，结算方式由相关主体协商确定。报量报价储能电站实时市场在日前出清结果基础上，自由优化第一时刻出力。
最小技术出力，单位为MW，自愿申报分时段为维持厂用电所需的最小技术出力，最小技术出力不得大于装机的5%，未申报默认按0处理。
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增加绿电直连、绿电聚合等新型主体参与市场机制
虚拟电厂、绿电直连等新型主体具备在接收到调度指令15分钟内响应能力的可报量报价参与实时市场。暂不具备15分钟内响应能力的不报量不报价参与实时市场。
初期，绿电直连项目可以报量不报价方式参与电力现货市场，条件成熟时，逐步过渡至报量报价参与电力现货市场。新能源消纳困难时期，绿电直连项目应优先自用，原则上不向公共电网反送电，以缓解系统运行压力。绿电直连、绿电聚合等项目电量约束由自身根据实际情况灵活调整，并对申报交换功率结果负责。
其中，市场申报方面的调度曲线与申报价格的规定如下。
自调度曲线：报量不报价绿电直连、绿电聚合等新型主体通过厂网交互平台自主决策申报次日96点交换功率曲线（MW），日内可根据自身实际情况、市场出清结果滚动调整未来30分钟及以后交换功率曲线（MW），作为边界条件纳入现货市场出清，作为现货市场价格接受者。
电能量报价：报量报价的绿电直连、绿电聚合通过电力交易平台申报电能量报价（元/MWh）及各时段最大最小交换功率，用电和放电可分别最多申报5段，每段需申报出力区间起点（MW）、出力区间终点（MW）以及该区间报价（元/MWh），电力的最小单位是1MW，申报电价的最小单位是10 元/MWh。
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