7月18日，国家能源局河南监管办正式发布《河南新型储能参与电力调峰辅助服务市场规则（试行）》（下称：规则）。

规则的出台进一步指出了参与调峰服务辅助服务市场的储能的准入条件、补偿计量方式以及费用分摊等具体情况。

储能调峰辅助服务补偿费用计算周期为 15 分钟，按充电电量计算，补偿价格为出清结算价格，储能调峰补偿费用为补偿电量x补偿价格

“日前报价、实时出清”，储能参与调峰补偿价格报价上限暂按0.3元/kWh执行

原则上储能额定功率不低于2兆瓦、连续储能时长2小时及以上

发电厂关口计量装置出口内建设的储能，以及直接接入电网的储能充放电量，参与电力调峰辅助服务市场需独立计量计算

存量新能源配配置储能，并达到独立储能运行条件，可减免一定的辅助服务分摊费用

结合6月河南出台的《关于加快新型储能发展的实施意见》（简称“意见”）（详情可见：河南储能发展实施意见印发：调峰上限0.3元/kWh，可获最高140元/kWh补贴，新能源配储不合格扣减并网容量或不调度其电力），该意见对独立储能的容量租赁电价等其它价格机制、调峰调用次数予以明确。河南的独立储能盈利机制正在逐渐清晰。

值得注意的是，此次规则中也对独立储能被电网调度，而电力辅助服务市场未开的场景做了说明。在此情况下，储能将不获得调峰辅助服务费用：

为满足电网安全运行及电力保供等要求，电力调度机构在调峰辅助服务市场未开启的情况下直接调用储能资源时，储能项目按照调度机构指令进行的充放电行为不获得储能电力调峰辅助服务费用。

另外，此次规则，并未对以上情况下，储能充放电操作时，充电费用、放电费用的计量、充放电电损耗的疏导等作出详细规定。

参照《关于加快新型储能发展的实施意见》中提到的对储能充放电电价的相关规定，或可作为参考：

在进入电力现货市场前，独立储能项目放电、充电时，原则上分别作为发电和用电市场主体参与中长期交易。

2025年年底前迎峰度冬、迎峰度夏期间独立储能项目按照电网调度指令在高峰（含尖峰）时段放电的由电网企业收购，上网电价按照当月煤电市场化交易均价的1.64倍执行；充电时，可选择由电网企业代理购电，其各时段充电电量享受分时电价政策。

独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

进入电力现货市场后，独立储能电站用电电价、上网电价按照现货市场价格及规则结算。我省规定与国家今后出台的储能电价政策不一致的按照国家政策予以调整

《河南新型储能参与电力调峰辅助服务市场规则（试行）》重点内容如下：

储能电站准入条件为:

(一)独立储能项目，具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格。

(二)配建储能项目，通过技术改造满足独立储能项目同等技术条件和安全标准，可转为独立储能项目参与电力调峰辅助服务市场。涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能，暂不参与电力调峰辅助服务市场。

(三)原则上储能额定功率不低于2兆瓦、连续储能时长 2小时及以上(根据市场发展情况适时调整功率和时长)。

(四)满足调度技术管理要求，具备自动发电控制 (AGC)功能，能够可靠接收和执行调度机构 AGC 系统实时下达的充放电指令，其调节速率、调节范围、响应时间和调节精度等性能指标满足相关标准要求。

(五)自愿参与市场，遵守市场交易规则，服从电力调度机构的调度管理和市场管理，自觉接受监管。

补偿费用计算、补偿报价上限，以及发电厂关口计量装置出口内储能充放电计量方式如下：

储能调峰辅助服务补偿费用计算周期为 15 分钟，补偿电量为其计算周期内参与电网调峰的充电电量，补偿价格为出清结算价格，储能调峰补偿费用为补偿电量x补偿价格。

按照“日前报价、实时出清”交易机制，储能依照我省火电机组第一档调峰辅助服务交易结算价格优先出清(报价相同时储能优先出清)，储能参与调峰补偿价格报价上限暂按0.3元/kWh执行，后期将根据我省市场发展情况适时调整。

在计量方面，发电厂关口计量装置出口内建设的储能，以及直接接入电网的储能充放电量，参与电力调峰辅助服务市场需独立计量计算。

辅助服务费用分摊减免条件：

已并网的存量新能源项目按照要求配置储能设施并达到独立储能运行条件要求的，参与辅助服务分摊时给予一定减免。

原文如下： 原标题：河南储能调峰市场细则：补偿上限0.3元/KWh，保供但调峰市场未开启期间储能被调用不获得补偿费用