2026年9月16日，河南电力交易中心发布《河南分布式资源聚合参与交易试运行方案（鹤壁淇县）》。方案以鹤壁市淇县110千伏袁庄变电站供区为试运行范围，探索将分布式电源、分布式储能与工商业用电需求衔接起来，形成“省间、省内、微网”一体化交易路径。
随着分布式光伏发展，局部配电网既要承接更多新能源电量，也需要应对发电与用电时段不匹配带来的压力。此次试运行将交易机制延伸到配电台区，通过调动附近的储能等可调节资源，为新能源就近消纳提供更具体的实现方式。
从配电台区入手，挖掘就近调节能力
方案提出，在省级电力市场完成资源配置的基础上，如果分布式新能源仍有剩余发电能力，或因台区配变满载等原因需要限制出力，可通过台区内分布式储能充电，为新能源增加发电创造条件。
在用电高峰时段，分布式储能优先向试运行范围内的用户售电，富余电力电量可参与省内、省间电力市场。方案还提出，在省网供需平衡相对宽松时充电，在微网供需紧张时向用户售电，减轻不同层级电网之间的大规模功率交换压力。
这一探索把局部消纳需求与储能调节能力联系起来，让电量在时间上的转移，更好地服务区域供需平衡。 储能何时充电、向谁售电，也由此有了相应的交易安排。
三类主体参与，分时计量成为基础条件
试运行经营主体包括分布式电源、电力用户和分布式储能，参与者需通过交易平台注册，并具备24小时分时计量条件。
其中，试运行范围内分布式电源的非机制电量，可直接或由聚合商代理参与交易，优先开展同一配电台区下分布式电源与分布式储能之间的微网交易。电力用户则为范围内有工商业性质用电的用户。
对于分布式储能，方案要求符合国家政策，并满足充放电功率、最大调节容量和持续充放电时间等性能要求，规模原则上不低于100千瓦/200千瓦时。分布式电源和储能按照配电台区建立交易单元，电力用户按照试运行范围建立交易单元。
这些规定明确了试运行的地域、主体和电量边界。具备储能设备或光伏资源，还需要满足注册、计量与交易组织等条件，才能按方案参与。相关安排适用于此次试运行范围，不能直接理解为河南全省统一放开同类交易。
“后进先出”衔接省级市场与微网交易
现阶段，分布式资源聚合交易采用双边协商方式，作为省级电量市场的增量市场，按照“后进先出”模式协同。
“后进”是指分布式光伏优先参与省级电力市场，仍有剩余发电能力时，再与分布式储能按照双边合同开展交易。这样既保留省级市场配置资源的作用，也为局部剩余发电能力增加消纳渠道。
“先出”是指分布式储能与电力用户的合同在现货市场中优先安排，作为全省现货市场出清的边界条件，并按照“照付不议”原则结算双边合同。
光伏与储能可选择“报价不报量”或“报价报量”方式开展交易，按照合同约定确定储能充电电量和电价。储能与电力用户则采用“报价报量”方式，约定交易时段、电量与价格。
这一机制将光伏增发、储能充电与后续售电串联起来，但其交易安排仍与省级市场相衔接。它并不意味着微网可以脱离现行电价政策，也不等同于自动减免相关费用。
合同与实际运行相衔接，偏差仍需结算
在交易流程上，省级电力市场月度交易组织完成后，再开展分布式光伏与分布式储能的月度双边交易。双方形成包含交易时段、电价、电量上下限等内容的合同，经市供电公司安全确认、河南电力交易中心交易校核后执行。
储能与电力用户开展月度及D－2日双边交易，其中D－2日交易主要用于优化调整月度交易结果。交易执行时，计量系统分时计量，平台跟踪执行情况，合同按日清分、按月结算。
方案明确，储能与用户按合同“照付不议”原则结算；储能实际发电曲线、用户实际用电曲线与合同约定曲线之间的差异，按照实时市场价格结算。
因此，合同价格之外，实际充放电表现和用户用电变化同样影响经营结果。对参与主体而言，准确预测发用电、合理安排储能运行、持续核对计量数据，是落实交易合同的重要基础。
储能价值进一步体现为区域协同能力
此次方案为分布式储能增加了与光伏、工商业用户协同交易的具体路径。其价值既体现在调节电量释放时段，也体现在承接局部新能源出力、缓解配电网运行压力和提高区域自平衡能力。
具体项目的经济性，仍需综合评估购售电价格、充放电损耗、设备衰减、相关费用以及偏差结算结果。试运行提供了新的商业运行空间，实际收益则需要通过真实交易和持续运营加以检验。
从配电台区的资源协同，到省内、省间市场的衔接，淇县此次探索将就近消纳落实到交易、计量和结算环节。随着试运行推进，光伏、储能与用户之间的协作方式，也将获得更具体的实践经验。
原文如下：
