储能与电力市场获悉，6月20日，国家能源局湖南监管办公室发布关于公开征求《湖南电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》《湖南电力并网运行管理实施细则（征求意见稿）》《湖南中小型电厂并网运行管理实施细则（征求意见稿）》意见的公告。
其中，《湖南电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》与《湖南电力并网运行管理实施细则（征求意见稿）》（以下简称《两个细则征求意见稿》）对湖南省的电力辅助服务的参与者、考核补偿方式等做出了详细的规定。根据《两个细则征求意见稿》，4MW/4MWh以上独立储能、配建储能（与所配建电源联合）可参与辅助服务市场，提供有偿辅助服务。储能参与有偿辅助服务，一次调频根据扰动类型，可获得200元/MWh、450元/MWh、1000元/MWh补偿；深度调峰可获得300元/MWh补偿；多吸收的无功电量可获得50元/MVarh补偿。
规则使用的并网主体包括：发电侧并网主体、新型储能、负荷侧并网主体。
火电（燃煤、燃气、燃油、生物质电站等）、水力发电厂、抽水蓄能、风力发电场、光伏（含光热）电站、自备电厂等。 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，具有法人资格的独立电化学储能电站。压缩空气、飞轮等独立新型储能电站参照执行。纳入本细则管理的独立新型储能容量不低于4MW/4MWh。以配建形式存在的新型储能项目，在完成站内计量、控制等相关系统改造并符合相关技术要求的情况下，鼓励与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体，参与电力市场。也可通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，选择转为独立储能项目。传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的直控型可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）。电力用户仅提供辅助服务，暂不参与费用分摊，后续按照国家政策适时逐步纳入。有偿辅助服务包括有偿一次调频、二次调频、有偿调峰、旋转备用、有偿无功调节、自动电压控制（AVC）、黑启动、转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等。储能可提供的有偿辅助服务包括：有偿一次调频、有偿调峰、有偿无功调节、自动电压控制（AVC）、黑启动等。有偿一次调频补偿包含小扰动补偿、大扰动补偿和模拟扰动补偿。独立新型储能调频贡献率满足要求时，可获得有偿一次调频补偿。小扰动补偿标准为：200元/MWh；大扰动补偿标准为：1000元/MWh；模拟扰动补偿标准为：450元/MWh。当预计全网负备用小于裕度值，需要将一台及以上并网燃煤机组降至有偿调峰基准值以下或者停机时，启动调峰补偿。调度下达计划（或指令）要求独立新型储能电站进入充电状态时，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为H2×300（元/MWh）。H2为独立新型储能参与调峰补偿系数，现阶段H2=1，及补偿标准为300元/MWh（0.3元/kWh）。相关电能量市场规则或调峰辅助服务市场规则对独立新型储能电站参与调峰辅助服务及其调用顺序、标准另有规定的，从其规定。根据电力调度指令，并网主体通过提供必要的有偿无功服务保证电厂母线电压满足要求，或者已经按照******能力发出或吸收无功也无法保证母线电压满足要求时，对发电侧并网主体比迟相功率因数（其中火电、燃机为0.85，水电、光伏、风电为0.9，独立新型储能为0.8）多发出的无功电量或比进相功率因数（其中火电、燃机、水电、独立新型储能为0.97，风电、光伏为0.95）多吸收的无功电量进行补偿，补偿价格为50元/MVarh。为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务，补偿费用由相关发电侧并网主体分摊。为特定电力用户服务的电力辅助服务，补偿费用由相关电力用户分摊。为电力系统运行整体服务的电力辅助服务，补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊。（一）发电侧并网主体按照上网电量比例分摊，独立新型储能、抽水蓄能暂不参与分摊。 （二）用户侧并网主体按照下网电量比例分摊，市场化用户（含电网企业代理购电用户）为当月用电结算电量，独立新型储能、抽水蓄能暂不参与分摊。负荷聚合商、虚拟电厂等直控型可调节负荷由其对应的电力用户承担分摊责任，不重复分摊。 （三）与湖南电网有购售电合同关系的发电侧并网主体为其在湖南电网当月落地电量。
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