河南能源监管办关于印发《河南新型储能参与电力调峰辅助服务市场规则（试行）》的通知
国网河南省电力公司，发电企业，有关市场主体：
为保障河南电力系统安全、优质、经济运行，促进新型储能产业发展，深化和完善河南电力调峰辅助服务市场，规范储能参与市场交易行为，提升电力系统调节能力，满足新型电力系统安全稳定运行和电力保供需要，根据国家有关规定，结合我省实际，按照省政府统一部署，经征求意见研究制定了《河南新型储能参与电力调峰辅助服务市场规则（试行）》（见附件），请认真贯彻执行。工作中遇到有关情况，请及时反馈。
附件：河南新型储能参与电力调峰辅助服务市场规则（试行）
河南能源监管办
2023年7月10日
附件
河南新型储能参与电力调峰辅助服务市场规则（试行）
总则
为保障河南电网安全、优质、经济运行，促进新型储能良性发展，深化和完善河南电力调峰辅助服务市场，规范储能参与电力调峰辅助服务行为，充分利用储能调峰能力促进新能源消纳，满足新型电力系统安全稳定运行和电力保障供应发展需要，制定本规则。
本规则依据《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》及配套文件、《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》、《国家能源局关于印发<电力辅助服务管理办法>的通知》、《河南省人民政府办公厅关于加快新型储能发展的实施意见》、《河南能源监管办关于印发河南电力调峰辅助服务交易规则（试行）》等有关法律、法规及文件制定。
本规则所称新型储能（以下简称储能）是指以输出电力为主，满足电力安全稳定和并网技术要求，服从调度规定的储能项目，主要包含电化学储能、压缩空气储能等。
本规则适用于在河南开展的储能参与电力调峰辅助服务市场交易，作为河南电力调峰辅助服务交易规则的补充，统筹做好与河南电力现货市场、华中区域电力辅助服务市场有效衔接。
河南能源监管办、省发展改革委根据各自职责依法履行储能参与电力辅助服务市场监督和管理职责。
市场成员
河南储能调峰辅助服务市场成员包括市场运营机构和市场主体。
河南储能调峰辅助服务市场运营机构包括河南电力调度控制中心和河南电力交易中心有限公司。
河南电力调度控制中心（以下简称“省调”）主要职责是：
（一）建立、完善和维护辅助服务市场技术支持系统（以下简称“技术支持系统”）；
（二）启动开展交易，执行市场规则，负责安全校核，组织交易出清，按照交易结果和电网需要调用储能；
（三）发布、公示和报送市场交易信息；
（四）评估市场运行情况，监控和防范市场风险，对市场规则提出修改意见；
（五）紧急情况下根据要求终止市场，确保系统安全；
（六）向河南能源监管办提交相关市场信息和电力辅助服务
调用结果和结算数据等，接受监管。
河南电力交易中心有限公司（以下简称“电力交易中心”）主要职责是：
（一）负责市场交易主体的注册和管理；
（二）负责根据交易执行结果向电网公司和市场主体出具结算凭据；
（三）发布月度结算信息。
河南储能调峰辅助服务市场交易主体主要包括满足准入要求的储能电站（自并网即纳入市场）、统调并网电厂（公用燃煤火电、集中式风电和光伏（不含扶贫项目）、10（6）千伏及以上电压等级并网的分散式风电及分布式光伏（不含扶贫项目），根据市场发展情况，逐步将其他分散式风电和分布式光伏纳入实施范围。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。
储能调峰交易
储能调峰是指在电网有调峰需求时，储能电站根据自愿参与市场交易的原则，按照电力调度机构要求和指令储存和释放电力而提供的调峰服务。
电力调度机构依据“按需调用、公平调度”原则，在保障电网安全运行前提下，按照社会成本最优化原则，电力调度机构应优先调用无偿及报价较低的储能资源。为满足电网安全运行，必要时调度机构可直接调用储能资源。
储能调峰市场结算应综合考虑实时市场调用结果和市场成员实际执行情况等因素，实行日清月结。
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×补偿价格。市场初期，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/千瓦时执行，后期将根据我省市场发展情况适时调整。
储能参与调峰辅助服务交易的程序：
竞价日（D-1日）10:00前，储能通过技术支持系统申报运行日（D日）可提供的充电容量（兆瓦时）、最大充电能力（兆瓦）和参与调峰辅助服务的补偿价格（元/千瓦时）等。
竞价日（D-1日）17:00前，电力调度机构完成对储能市场申报数据的校核；运行日（D日）电力调度机构组织市场集中出清，形成考虑安全和平衡约束的出清结果。
运行日（D日）电力调度机构根据市场竞价出清结果，综合考虑储能速率、储能容量等边界条件，对储能调峰资源进行调用，储能应严格执行调用指令。
运行日次日（D+1日）14:00前，电力调度机构完成运行日（D日）市场清算，通过技术支持系统发布清算结果。储能主体如对清算结果有异议，应于发布之日的 16:00前向电力调度机构提出核对申请，电力调度机构每日 18:00前发布确认后的统计结果。
储能调峰辅助服务补偿费用，由全省调峰辅助服务市场中未中标和未达到要求的统调公用燃煤火电机组、风电和光伏电站等按照我省电力调峰辅助服务交易规则共同分摊。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。按照国家提出的“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，逐步将电力用户等纳入合理分摊范围，或通过系统运行费进行合理疏导。
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。
统调公用燃煤火电机组启停调峰交易出清后，若仍存在电力调峰需求，由电力调度机构根据电网安全稳定和系统需要按照储能实际调峰能力调用未报价的储能，调用价格为深度调峰交易已报价储能的市场出清结算价格。
非不可抗力和电网原因，储能不执行电力调度要求和出清结果，不能提供相应调峰能力的，按照对应计算周期内补偿费用数据进行考核。
计量与结算
省调应详细记录储能调峰辅助服务交易、出清、调用、计算和结算等情况，实时采集储能运行工况，包含可充功率、可放功率、剩余充电容量和放电容量等信息，为储能充放电的实时调用，提供必要的数据支撑。
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。
储能参与电力调峰辅助服务计量的依据为：电力调度指令、智能电网调度控制系统采集的实时数据、电能量采集计费系统的电量数据等。
储能参与电力调峰辅助服务费用按照我省电力调峰辅助服务交易有关规定执行，按照日清月结方式由电网企业随市场主体月度电费统一结算。
信息披露
省调和储能项目等应建立完善技术支持系统，披露和接收辅助服务市场相关信息。
储能调峰辅助服务市场信息分为实时信息、日信息及月度信息，内容包括调度管辖范围内所有市场成员的调峰服务补偿和分摊对象、电量、价格、费用等。
省调应在储能调峰调用后的次日，通过技术支持系统披露前一日有关交易、出清和调用结果信息。
省调应在每个月的第5个工作日前，通过技术支持系统披露上一个月储能调峰辅助服务市场交易和结算等信息，经技术支持系统公示3个工作日无异议后，报河南能源监管办。
电力交易机构应按照市场规定和信息披露监管办法，及时通过网站、厂网联席会议等方式发布市场交易信息。
储能和其他市场成员对披露的调峰辅助服务交易信息有异议的，应在信息发布后1日内向市场运营机构提出核对申请，运营机构应认真处理给予答复。
市场监管及干预
河南能源监管办、省发展改革委对储能调峰辅助服务市场交易开展监管，协调解决因调峰辅助服务交易、调用、统计及结算等情况引起的争议。
市场运营机构按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”原则，履行电力调峰辅助服务市场运营、监控和风险防控等职责，并采取有效风险防控措施，形成季度报告上报。
市场运营机构应及时将储能调峰辅助服务交易有关情况报河南能源监管办、省发展改革委。
发生以下情况时，河南能源监管办、省发展改革委可对市场进行干预，也可授权市场运营机构进行临时干预：
电网发生故障、异常或遇到不可抗力因素，影响电网安全稳定运行时；市场主体滥用市场力、串谋及其他严重违约等情况导致市场秩序受到严重扰乱；电力系统或技术支持系统发生故障，导致市场无法正常进行时；
（四）其他必要情况。市场干预的主要手段包括但不限于：
（一）调整市场限价；
（二）制定或调整市场现价；
（三）暂停市场交易，处理和解决问题后重新启动。
市场干预期间，省调应详实记录干预的起因、起止时间、干预方式及结果等内容。各市场主体应按照电网调度管理规程，严格调度纪律和调度指令，确保电网安全稳定运行。
附则
本规则由河南能源监管办会同省发展改革委负责解释。
根据河南电网运行和调峰辅助服务市场实际情况,可对相关标准和条款进行修订。
本规则自印发之日起实施。
抄送：国家能源局市场监管司、华中能源监管局，省发展改革委。
国家能源局河南监管办公室
2023年7月10日印发
河南省2021年风光储＋源网荷储＋多能互补项目
河南省2020年风电、光伏项目
关于河南省拟申报2020年度光伏发电竞价上网项目的公示 20200612
- 确定符合条件申报项目96个，总规模45万千瓦；
- 公示时间从2020年6月12日至6月14日（共3日）。
河南发改委办公室关于开展2020年光伏发电竞价上网项目申报工作的通知（豫发改办新能源〔2020〕41号）20200528
- 申报项目须为利用固定建筑物屋顶及其附属场所建设的新建光伏发电项目（含申报前本年度已开工和已并网项目）
- 申报项目须提供项目备案文件、固定建筑物产权证明、租赁协议（项目业主与屋顶产权人一致的无需提供租赁协议），电网消纳意见由我委商国网河南省电力公司统一出具；
- 申报项目应当于2020年12月31日前全额建成并网，并提交相关承诺；
- 6月5日前，各地能源主管部门将本辖区符合条件的项目审核汇总后正式报送省发展改革委。
- 6月10日前，我委审核后交国网河南省电力公司统一出具消纳意见；
- 电价申报时间截止15日下午5点。
河南省报送《2020年度风电、光伏发电平价上网项目的报告》20200525
- 根据报告，经与国网河南省电力公司共同审核，
共有69个项目总规模105万千瓦符合国家申报要求。其中， - 拟新建光伏发电平价上网项目44个共38.2万千瓦；
- 存量自愿转平价上网光伏发电项目10个32.8万千瓦；
- 存量自愿转平价上网风电项目15个34万千瓦。
国网河南关于2020年申报平价风电和光伏发电项目电网消纳能力的报告（豫电发展〔2020〕220号）20200421
- 河南“十四五”期间的光伏、风电弃电率将超过消纳上限，无新增规模空间，建议新增光伏、风电项目配置储能提高调峰能力。
建议
- 第一条是优化调整存量风电、光伏发电项目，支持已纳入政府开发方案的风电项目和已建成、未取得国家建设规模的存量光伏发电项目，自愿转为平价上网项目；清理不具备继续建设条件的项目，及时调出开发方案，腾出空间。
- 第二条则是“十四五”新能源消纳能力已达到极限，建议以后新纳入政府开发方案的风电、光伏项目配置足够的储能设施提高调峰能力。
- 第三条则是随着风、广规模的持续增加，将来会挤占省内煤电发展空间、影响省外来电通道的规划建设，建议统筹研究确定河南省“十四五”电源结构转型目标。
河南省发改委关于组织开展2020年风电、光伏发电项目建设的通知（豫发改新能源〔2020〕245号）20200407
- 新能源项目建设季度通报将公布各地存量项目并网率，实行新增项目与存量项目挂钩，对存量项目并网率低的区域，暂停各类新能源增量项目；
- 平价风电：优先支持之前存量转平价，优先支持配置储能的新增平价项目；
- 平价光伏：优先支持已并网无指标项目转平价；新建平价应利用固定建筑物屋顶及其附属场所建设的项目；
- 竞价光伏： 利用固定建筑物屋顶及其附属场所建设的新建项目；
- 平价项目报送时间：4月20日前。
- 河南省发改委关于转发《国家能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》的通知20190614
- 河南发改委关于报送河南省2019年度第一批风电、光伏发电平价上网项目的报告（豫发改能源〔2019〕267号）20190428
- 河南光伏平价：已并网或已取得电力接入批复的项目方能申报（豫发改能源〔2019〕255号）20190419
- 河南发改：关于2019年一季度河南省新能源项目建设进度监测情况的通报
- 河南发改委关于2019年因增值税税率调整相应降低电价的通知（豫发改价管〔2019〕212号）20190408
- 河南发改委关于2018年因增值税税率调整相应降低工商业电价的通知（豫发改价管〔2018〕470号）20180615
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