一、明确独立储能项目充放电价格政策
(一)独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加，不执行功率因数考核，按规定承担上网环节线损费用。对于充电电量与放电电量差额部分偏大的独立储能电站，电网企业可按规定开展用电检查，如存在违约用电或转供电等情形的，独立储能电站需按规定承担违约责任乃至被强制解网。
(二)独立储能电站进入商业运营前，充电电量用电电价暂按电网企业工商业代理购电价格执行，放电电量暂按省内当月月度集中竞价交易加权平均价格(平段价格)结算，当月未组织月度集中竞价交易的，按照最近一次同类型交易价格进行结算。
独立储能电站商业运营后，在进入现货市场前，独立储能项目放电、充电时，原则上分别作为发电和用电市场主体参与中长期交易。河北南网区域按《2024年河北南部电网独立储能参与电力中长期交易工作方案》进行结算。冀北电网区域独立储能电站充电、放电电量均可纳入代理购电范畴，其中，放电电量暂按当月月度集中竞价交易相应时段市场均价开展分时结算。进入现货市场后，独立储能电站用电电价、上网电价按照现货市场规则结算。
(一)适用范围。参与竞争的独立储能电站容量原则上不低于10万千瓦、满功率持续放电时长不低于4小时，2024年1月1日前省级批复的电网侧独立储能项目可放宽至不低于2小时。
(二)容量规模。2024年参与竞争的独立储能容量规模为河北南网300万千瓦，冀北电网270万千瓦。
(三)容量电价标准。独立储能电站可获得的容量电费根据容量电价标准和月度平均可用容量确定。容量电价上限为100元/千瓦·年。2024年5月31日前并网发电的，年度容量电价按100元/千瓦(含税、下同)执行；2024年6月1日至9月30日并网发电的，容量电价逐月退坡，年度容量电价标准分别为90元/千瓦、80元/千瓦、70元/千瓦、60元/千瓦；2024年10月1日至12月31日并网发电的，年度容量电价按50元/千瓦执行。
(四)容量认定。独立储能电站按月申报次月分日可用充、放电容量及时长，日前可根据实际运行情况修改，作为调度执行依据。电力调度机构根据实际执行情况，按月统计月度平均可用容量。
月度平均可用容量=∑0.5×(日可用充电容量×可持续充电时长+日可用放电容量×可持续放电时长)/4小时/当月总天数。
(五)考核机制。参照煤电机组容量电费考核机制，独立储能项目无法达到其申报的可用充放电容量和可持续充放电时长的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%,发生三次扣减50%,发生四次及以上扣减100%。电力调度机构按月统计考核情况，作为电费结算依据。年调用完全充放电次数原则上不低于330次。
(六)分摊方式。独立储能电站容量电费纳入系统运行费，由全体工商业用户按月分摊。
本通知为临时性支持政策，自印发之日起实施。独立储能项目通过竞争方式获得容量电费的有效期为12个月，自进入商业运营次月起执行。期间遇国家政策调整，按国家规定执行。