提供服务方:西北电力调度控制中心(以下简称“西北网调”)直调(含国调委托调管机组]及五省(区)调直调的公网火电机组(单机容量需在 200MW 及以上)西北网调直调水电机组，西北区域内的虚拟储能服务提供商、直流配套电源、经市场准入的储能设施以及具备一定调节能力的独立用户、负荷聚合商可参与市场。除目前已参与市场的主体外，其余公网火电机组深调能力至少需达到 35%额定容量方可参与市场。

原文件为：“提供服务方: 现阶段，西北电力调控分中心 (以下简称“分中心”) 直调火电机组 (含国调委托调管机组 )、水电机组，西北区域内的虚拟储能服务提供商及具备一定调节能力的用户或负荷集成商可参与市场。条件成熟后，各省 (区) 调直调机组及天中、吉泉等西北区域内特高压直流配套电源可参与市场。”

电动汽车类型用户参与日前市场补偿费用按 0.4元/千瓦时执行，参与日内市场补偿费用按 0.45 元/千瓦时执行;

大工业用户、电蓄热、智能楼宇等其他类型用户参与市场补偿费用基准为: 日前市场 0.45 元/千瓦时，日内市场0.5 元/千瓦时。考虑西北五省 (区) 峰谷电价划分差异，按照午间 (10: 00-16:00) 非谷段电价时长占比 ((峰段电价时长+平段电价时长)/6 小时) 进行分档，基准费用乘以相应系数对本省区用户进行补偿;

具体补偿系数见表格。

储能调峰是指储能设施根据电网调峰需要，在系统存在弃水、弃风、弃光的时段进行充电，在其他时段放电，从而为清洁能源提供调峰服务。

参与储能调峰的储能设施要求充电功率在10MW以上且持续充电时间2小时以上，并具备自动发电控制功能 (AGC)，调节性能需满足相关要求并接入西北网调，实现充、放电等信息实时监控。储能装置需满足《电力系统电化学储能系统通用技术条件》(GB/T 36558-2018)《电化学储能系统接入电网技术规定》(GB/T 36547-2018)等国家标准要求。

发电企业、用户计量出口外并网或直接接入电网侧的储能设施，可作为独立主体参与市场交易。

在新能源场站计量关口内建设的储能设施，满足电力调度机构可实时监控并记录充放电功率的条件后，可将全部或部分容量进行申报，并参与市场交易。

在火电企业计量关口内的储能设施视为机组自身调节能力，与机组联合申报，并按照火电有偿调峰规则执行。

储能调峰分日前市场和日内市场，参与储能调峰的市场主体需在日前申报次日可交易时段、充电电力及交易价格。未执行储能租赁政策的省 (区)，储能设施调峰的报价区间为0-0.6 元/千瓦时。由西北网调根据电网运行需要，与其他市场主体竞价出清，并形成储能的调峰曲线

储能设施中标调峰服务后，其放电电量归属储能设施所在省(区)，放电时段由西北网调会同储能设施所在省(区)调根据电网实际运行情况统筹安排，该部分放电电量不再结算上网电费。

储能设施的充放电损耗由储能调峰提供方主体承担，由其所在省 (区)电网企业从调峰服务补偿费用中进行回收结算方法见具体结算细则。

储能、自备电厂因缺陷等自身原因导致实际调峰电量低于出清调峰电量的90%时，对调峰电量缺额部分进行考核，考核罚金由所在省(区)内参与偏差调整的其他市场主体获得

考核罚金=max(0，出清储能调峰电量*90%-实际储能调峰电量)*出清电价*1.3

储能、自备电厂因自身原因导致实际调峰电量高于出清电量时，多调整部分不予补偿。