《规则》指出，河南储能调峰辅助服务市场交易主体主要包括储能电站(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)、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等。其中，集中式和分散式风光项目均不含扶贫项目。
储能电站准入条件为：
1.独立储能和配建储能项目。配建储能需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。
2.额定功率不低于2兆瓦、连续储能时长2小时及以上。
3.满足调度技术管理要求，具备自动发电控制(AGC)功能
调度和结算上：
1.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。
2.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。
补偿费用：
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，储能依照河南省火电机组第一档调峰辅助服务交易结算价格优先出清，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。
费用分摊：
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的统调公用燃煤火电机组、风电和光伏电站等共同分摊。
在省调未调用储能调峰资源情况下，储能项目自行进行的充放电行为不获得储能电力调峰辅助服务费用。
来源：储能头条
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