省电力公司、浙江电力交易中心，相关市场主体：
为深入推进浙江电力市场化改革，推动各类经营主体参与市场交易，根据国务院办公厅《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）以及国家发改委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）、《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号）和《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》（发改能源〔2025〕1144号）等文件有关要求，结合浙江省实际情况，制定本方案。
一、注册要求
1.电网侧独立新型储能（以下简称电网侧储能）的市场注册条件和流程，按照浙江电力市场管理实施细则的储能企业注册相关条款执行。
2.同一储能站存在多个调度单元的，按照调度依据将装机容量拆分后，分调度单元进行注册。
3.储能转商运信息由电力调度机构按规定推送浙江电力交易中心。
4.电网侧储能注册为储能企业后，相应用电户号不得以电力用户主体身份注册和参与零售交易。注册前已作为电力用户签订零售合同的，存量零售合同终止时按流程注销电力用户。
二、准入要求
（一）准入范围
已进入商业运营的统调电网侧储能参与现货电能量市场和调频辅助服务市场。已进入商业运营的非统调电网侧储能参与现货电能量市场，不参与调频辅助服务市场。
未进入商业运营的电网侧储能不参与现货电能量市场和调频辅助服务市场，若需并网调试的，按照浙江电力现货电能量市场交易实施细则的新建机组并网调试相关条款执行。
（二）技术条件
1.统调电网侧储能应满足以下技术要求
（1）具备独立计量、控制等技术条件，接入省级电力调度机构调度自动化系统，可被电网实时监控和调度，通过并、涉网试验，具备自动发电控制功能（AGC），且具备向调度机构实时反馈荷电状态（SOC）、上下调频能力等信号的条件。
（2）各类性能指标及技术参数应满足相关要求，具备以调度单元参与现货电能量市场和调频辅助服务市场的条件。
2.非统调电网侧储能应满足以下技术要求
（1）具备独立计量、控制等技术条件，接入所属调度自动化系统，可被电网实时监控和调度，通过并、涉网试验，具备有功功率控制功能，且具备向调度机构实时反馈荷电状态（SOC）等信号的条件。
（2）各类性能指标及技术参数应满足相关要求，具备以调度单元参与现货电能量市场的条件。
三、现货市场交易
电网侧储能以调度单元参与市场申报和出清。
（一）现货电能量市场申报
1.现货市场申报。储能调度单元以自计划方式参与现货电能量市场。竞价日前一天（D-2）日16:00前，储能调度单元通过交易平台上报运行日（D）96点自计划曲线和起始时刻的荷电状态（SOC）。迟报、漏报或不报者，默认采用常设申报作为其自计划曲线和起始时刻的荷电状态（SOC），若储能调度单元未设置常设申报，则默认申报为零。储能调度单元应按照自身实际充放电能力申报自计划曲线，最大不得超过其市场注册装机容量。申报的起始时刻荷电状态（SOC）为0-100区间百分位，保留两位小数。
2.自计划曲线合规校核及调整。竞价日（D-1）9:30前，电力调度机构对储能调度单元申报的自计划曲线开展合规校验。对每一条储能调度单元充放电功率曲线进行荷电状态（SOC）校验，不满足荷电状态（SOC）的时刻充放电功率置零。
（二）调频辅助服务市场申报
储能调度单元参与调频市场，按照浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则相关要求执行。其中，调频容量需求参数调整为120万千瓦。
储能调度单元按日选择是否参与调频市场，选择参与调频市场的，应在竞价日（D-1）10:15前完成调频市场申报，包括调频里程报价和调频容量申报，其中有一项未申报的即视为放弃D日参与调频市场的资格。储能调度单元申报的调频容量不得低于自身装机容量的60%，也不得超过装机容量。
（三）日前调频机组组合
在日前现货市场正式出清前，根据储能调度单元调整后的调频里程报价从低到高依次排序，调整后的调频里程报价相同时，前N日未中标的优先中标（N暂取3，后续根据运行情况适时调整），前N日未中标的依次按性能指标（kb、kb1、kb2）从高到低排序，性能指标相同时，按申报时间先后顺序排序，选出D日可参与调频市场的储能调度单元日前调频机组组合，入选的储能调度单元调频容量之和不超过储能调频容量上限。
（四）日前电能量市场出清
入选日前调频机组组合的储能调度单元不再参与电能量市场，其余储能调度单元按校核后的自计划曲线参与电能量市场，作为市场价格接受者，不参与市场定价，按照储能调度单元所在220kV节点或者220kV挂接节点价格结算。
（五）实时调频市场出清
储能调度单元与常规机组共同参与调频市场出清，按照浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则的调频市场出清相关条款执行。
（六）实时电能量市场
参与实时电能量市场的储能调度单元执行日前调度计划。
四、市场结算
（一）市场结算
已进入商业运营的电网侧储能充放电价格及辅助服务等按照相关市场规则结算，其中统调电网侧储能纳入发电侧二级限价及成本补偿、辅助服务、市场化响应等分摊范围。
（二）结算流程及费用分摊
电网侧储能采用“日清月结”的结算模式，按日发布电能量和市场化辅助服务日清分结果（含参与辅助服务期间产生的电量），按月按户号进行电费结算并进行电费收付。电网侧储能充电电价包括上网电价、上网环节线损费用、系统运行费用、输配电价和政府性基金及附加，暂按单一电量制用户执行输配电价，不执行功率因数调整电费。其中，上网电费、上网环节线损费用和系统运行费用按电网侧储能全部充电量缴纳，输配电费和政府性基金及附加按电网侧储能其他充电量（全部充电量扣减放电电量）缴纳。
五、市场风险防控
1.按照安全第一的原则，电力调度机构可结合潮流控制、电力保供、新能源消纳等系统运行需要，对储能调频容量需求上限、调频机组组合、充放电曲线及其校验结果进行调整。若因电力调度机构调整导致储能调度单元当日电能量市场收益（含日前电能电费和实时电能电费）为负值，则该储能调度单元当日电能量市场收益置零。电力调度机构应做好调整范围、原因等情况记录，按市场规则要求进行披露，并按月向省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办报备。
2.电网侧储能已有的零售合同可以在2026年9月20日前登录交易平台解约，并同步提交电网侧储能零售合同解约备案表（附件2）。未提交备案表且未及时在交易平台完成解约的，自2026年10月1日起储能主体身份自动失效。
3.自本方案实施之日起，已进入商运的储能未按照储能身份完成注册的，或储能主体账号处于失效状态的，原则上不在生产运行中予以调用；确因电网安全稳定运行需要调用的放电电价参照调试电价执行，待其完成注册或解除失效后进行结算。调试期间及转商运后未参与市场申报、交易而缺失市场交易价格的储能调度单元，按当月省内入市电网侧储能项目充电电量、放电电量对应的实时市场均价（二级限价后）进行结算，已按照零售合同结算的充电电量不再重复结算。
4.市场信息披露根据《电力市场信息披露基本规则》（国能发监管〔2024〕9号）和《浙江能源监管办关于贯彻落实《电力市场信息披露基本规则》有关事项的通知》（浙监能市场〔2025〕13号）及浙江电力市场信息披露有关规则执行。
六、保障措施
（一）规范市场运行管理。储能主体应严格遵守电力市场各项规则，规范开展市场申报、指令执行等市场行为，主动加强电力市场形势分析与趋势研判，持续提升自身市场化运营水平。市场运营机构按职责做好交易组织，保障市场平稳有序运行。
（二）做好跟踪评估优化。省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办会同省电力公司、省电力交易中心定期跟踪监测储能运行情况、收益变化等，及时开展复盘分析。实施过程中，省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办可根据市场运行情况对相关参数进行优化调整，推动电网侧储能2027年1月1日起以“报量报价”方式参与现货市场，具体规则另行明确。
（三）加强政策动态衔接。根据国家、省级电力市场建设进展及省内电网运行实际，适时优化本方案，持续健全我省储能市场化交易机制，充分发挥储能资源调节作用，助力新型电力系统建设和新能源高质量发展。
本方案自2026年10月1日起实施。我省现行政策及市场规则与本方案不一致的，以本方案为准；其他未明确事项按照我省现行政策及市场规则执行。
浙江省发展和改革委员会 浙江省能源局 国家能源局浙江监管办公室
2026年9月11日