储能将从“边缘参与者”转变为核心市场主体。
©图源｜盐图库
文｜王璟 编辑｜杨倩
来源｜储能严究院
「储能严究院」获悉，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发《电力市场计量结算基本规则》（以下简称《规则》），标志着涵盖电力市场全品种、全环节的“1+6”基础规则体系初步建成。
该规则将于2025年10月1日起施行，有效期5年，为电力市场改革提供制度基石。
创新结算机制赋能新型主体
值得注意的是，《规则》创新性纳入新型主体与结算机制，首次将虚拟电厂（聚合商）、新型储能等新型经营主体纳入计量结算体系，赋予其市场“身份证”，要求与发电、用户同口径计量、同周期结算。
其中，电力调度机构须于“新投跨省跨区输电通道、发电机组（含独立储能）首次并网、完成整套启动试运行、进入商业运行”任一阶段启动后 1 个工作日内，将对应节点信息一次性推送至电力交易机构，确保结算时序无缝衔接。
《规则》要求，结算周期以自然月为基准，动态适配市场模式：
现货市场未连续运行地区：按自然月结算，多日交易地区以最小交易周期清分。
现货市场连续运行地区：实行“日清月结”模式，日清分结果累计叠加月度科目。
辅助服务与零售市场：按各自规则清分，按月结算。结算结果变动需向主体披露原因及明细，杜绝“暗箱操作”。
同时，数据精度设定刚性约束：电量单位为兆瓦时（保留3位小数）或千瓦时（整数）；电费单位为元（保留2位小数）；电价单位为元/兆瓦时（保留3位小数）或元/千瓦时（保留6位小数），严控计算误差确保透明。
规则从计量装置配置、数据校核、分时清分到电费账单出具，为储能设计了完整闭环：充放电分别计量、按节点电价日清月结，既准确反映储能的快速调节价值，也避免因“充放倒挂”造成收益错配。
强化透明管理 扫清储能障碍
规则严禁设置不平衡资金池，要求每项结算独立记录、分类疏导、明细列支，使储能在调频、备用等辅助服务中的贡献能够及时变现，不再被交叉补贴稀释。
计量数据责任明确：
电网企业在现货运行地区每日提供前1日发电侧与跨省通道数据，非现货地区于每月第1个工作日提交月度数据。
用户侧分时电量在现货及中长期连续运营地区需按日报送。售电公司凭用户授权查询用电数据，零售与批发市场费用分开结算。
对于工商业储能项目而言，合同曲线与日清分数据可实时比对，15个工作日内即可触发追退补，现金流确定性大幅提高，融资可行性同步增强。
市场建设提速与储能机遇
据国家能源局综合司副司长张星介绍，全国统一电力市场建设取得“四个新”成效：跨经营区交易常态化机制落地、南方区域电力市场实现多省资源统一配置、省级现货市场加速推进（蒙西、湖北已正式运行），以及“1+6”基础规则体系成型。
《规则》作为制度拼图最后一环，通过统一标尺（结算周期、精度）、穿透式结算（新型主体到户）和技术强标（数据溯源），解决区域规则割裂、结算黑箱等问题，为新型储能扫清机制障碍，使其从“边缘参与者”转变为核心市场主体。
这不仅降低储能项目的投资风险，还推动源网荷储多元协同发展，加速其在调峰、调频等辅助服务中的商业化应用。
业内普遍认为，这套“计量可溯源、结算不隔夜”的机制，将显著降低储能资产的交易对手风险，推动“储能+现货”“储能+辅助服务”商业模式规模化落地，为新型电力系统提供可定价、可交易的灵活性资源保障。
值得期待的是，该规则实施后，我国电力市场改革将迈入全链条规范化新阶段，储能产业有望迎来爆发式增长。
以下为原文件：
原文标题 : 储能获新“身份证”！电力结算新规落地，全国统一市场破壁启航
储能将从“边缘参与者”转变为核心市场主体。
©图源｜盐图库
文｜王璟 编辑｜杨倩
来源｜储能严究院
「储能严究院」获悉，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发《电力市场计量结算基本规则》（以下简称《规则》），标志着涵盖电力市场全品种、全环节的“1+6”基础规则体系初步建成。
该规则将于2025年10月1日起施行，有效期5年，为电力市场改革提供制度基石。
创新结算机制赋能新型主体
值得注意的是，《规则》创新性纳入新型主体与结算机制，首次将虚拟电厂（聚合商）、新型储能等新型经营主体纳入计量结算体系，赋予其市场“身份证”，要求与发电、用户同口径计量、同周期结算。
其中，电力调度机构须于“新投跨省跨区输电通道、发电机组（含独立储能）首次并网、完成整套启动试运行、进入商业运行”任一阶段启动后 1 个工作日内，将对应节点信息一次性推送至电力交易机构，确保结算时序无缝衔接。
《规则》要求，结算周期以自然月为基准，动态适配市场模式：
现货市场未连续运行地区：按自然月结算，多日交易地区以最小交易周期清分。
现货市场连续运行地区：实行“日清月结”模式，日清分结果累计叠加月度科目。
辅助服务与零售市场：按各自规则清分，按月结算。结算结果变动需向主体披露原因及明细，杜绝“暗箱操作”。
同时，数据精度设定刚性约束：电量单位为兆瓦时（保留3位小数）或千瓦时（整数）；电费单位为元（保留2位小数）；电价单位为元/兆瓦时（保留3位小数）或元/千瓦时（保留6位小数），严控计算误差确保透明。
规则从计量装置配置、数据校核、分时清分到电费账单出具，为储能设计了完整闭环：充放电分别计量、按节点电价日清月结，既准确反映储能的快速调节价值，也避免因“充放倒挂”造成收益错配。
强化透明管理 扫清储能障碍
规则严禁设置不平衡资金池，要求每项结算独立记录、分类疏导、明细列支，使储能在调频、备用等辅助服务中的贡献能够及时变现，不再被交叉补贴稀释。
计量数据责任明确：
电网企业在现货运行地区每日提供前1日发电侧与跨省通道数据，非现货地区于每月第1个工作日提交月度数据。
用户侧分时电量在现货及中长期连续运营地区需按日报送。售电公司凭用户授权查询用电数据，零售与批发市场费用分开结算。
对于工商业储能项目而言，合同曲线与日清分数据可实时比对，15个工作日内即可触发追退补，现金流确定性大幅提高，融资可行性同步增强。
市场建设提速与储能机遇
据国家能源局综合司副司长张星介绍，全国统一电力市场建设取得“四个新”成效：跨经营区交易常态化机制落地、南方区域电力市场实现多省资源统一配置、省级现货市场加速推进（蒙西、湖北已正式运行），以及“1+6”基础规则体系成型。
《规则》作为制度拼图最后一环，通过统一标尺（结算周期、精度）、穿透式结算（新型主体到户）和技术强标（数据溯源），解决区域规则割裂、结算黑箱等问题，为新型储能扫清机制障碍，使其从“边缘参与者”转变为核心市场主体。
这不仅降低储能项目的投资风险，还推动源网荷储多元协同发展，加速其在调峰、调频等辅助服务中的商业化应用。
业内普遍认为，这套“计量可溯源、结算不隔夜”的机制，将显著降低储能资产的交易对手风险，推动“储能+现货”“储能+辅助服务”商业模式规模化落地，为新型电力系统提供可定价、可交易的灵活性资源保障。
值得期待的是，该规则实施后，我国电力市场改革将迈入全链条规范化新阶段，储能产业有望迎来爆发式增长。
以下为原文件：
原文标题 : 储能获新“身份证”！电力结算新规落地，全国统一市场破壁启航
