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2023年1月储能政策从国家到地方共有50余项发布或征求意见，涉及新能源配储、辅助服务市场、电力市场、补贴政策等方面，希望与业界同仁共同交流探讨。
国家政策
国家能源局发布《2023年能源监管工作要点》，在电力市场建设方面，不断扩大新能源参与市场化交易规模，不断缩小电网企业代理购电范围，推动
2023年1月储能政策从国家到地方共有50余项发布或征求意见，涉及新能源配储、辅助服务市场、电力市场、补贴政策等方面，希望与业界同仁共同交流探讨。国家政策 国家能源局发布《2023年能源监管工作要点》，在电力市场建设方面，不断扩大新能源参与市场化交易规模，不断缩小电网企业代理购电范围，推动更多工商业用户直接参与交易。加快推进辅助服务市场建设，建立电力辅助服务市场专项工作机制，研究制定电力辅助服务价格办法，建立健全用户参与的辅助服务分担共享机制，推动调频、备用等品种市场化，不断引导虚拟电厂、新型储能等新型主体参与系统调节。 国家能源局综合司发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，文中提到，截至2021年底新型储能累计装机规模4GW。2030年至2045年，规模化长时储能技术取得重大突破，满足日以上平衡调节需求。2045年至2060年，储电、储热、储气、储氢等覆盖全周期的多类型储能协同运行，电力系统实现动态平衡，能源系统运行灵活性大幅提升。充分结合系统需求及技术经济性，统筹布局电网侧独立储能及电网功能替代性储能，保障电力可靠供应。 重点应用领域政策 新能源配储方面 珠海发改局发布《珠海市光伏电力发展规划（2022-2025年）》，文件提出到2025年全市光伏发电新增装机规模约3.7GW，其中统筹开发集中式光伏配套光伏约3.48GW，配置比例应不低于10%、2小时配套，需要配置384MW/696MWh储能设备，储能系统应与光伏电站同步建成。 西藏自治区发改委发布《关于促进西藏自治区光伏产业高质量发展的意见》，西藏首次发布光伏配置储能要求，针对保障性要求配置储能规模不低于项目装机容量的20%，储能时长不低于4小时。市场化项目可通过各种市场化方式获取并网条件。在正文附件中，文件提出竞争性配置评分细则，其中储能配置占10%的评分权重，新建储能容量按光伏备案容量的20%，储能时长4小时配置的，得5分；在此基础上储能时长每增加1小时，增加1分，直至满分（10分）。按照评分标准测算，储能配置时长达到9小时即可获得满分，基本覆盖了日间发电时长。 示范项目方面 贵州省能源局发布《关于申报贵州省“十四五”新型储能试点项目的通知》，贵州省首次开展新型储能试点项目申报工作，贵州曾在2022年11月发布的《贵州省碳达峰实施方案》中提出，到2025年新型储能装机容量不低于1GW，到2030年提高到4GW。试点项目主要面向源网侧储能征集，项目应有助于新能源开发和消纳，解决电网关键节点、输变电扩容升级等困难，提升调节能力。 电力市场方面 浙江发改委发布《浙江电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，浙江再次对现货市场规则进行意见征集，相较于2022年5月发布的第一版征求意见稿，该版在独立辅助服务提供者中新增了负荷聚合商。 现货电能量市场主要包括日前、实时市场，通过全电量申报、集中优化出清交易；辅助服务市场将主要开展调频，逐步探索备用、快速爬坡、无功和黑启动等。辅助服务与现货电能量市场联合优化出清，确定调频等市场化价格，非市场化辅助服务按照华东“两个细则”执行。 在现货市场与分时电价的衔接方面，对于已参与现货市场的分时峰谷比不低于现行政策的，按市场形成的电价执行，未参与现货市场的峰谷比低于现行政策的，按照现行政策执行（按熟高原则执行）。现货市场正式运行后，调峰市场将如何运行、示范项目的调峰补贴政策将如何落实等问题，还有待进一步跟踪。 青海省能源局发布《青海电力现货市场第一次模拟试运行方案的通知》，青海作为非现货试点省份曾在2022年11月发布《青海电力现货市场结算实施细则（初稿）》、《青海现货电能量市场交易实施细则（初稿）》、《青海电力现货市场容量补偿实施细则（初稿）》等5份文件，进一步加快现货市场建设。2023年1月，青海首次开展为期三天的模拟试运行，本次模拟结果不执行、不结算，暂时不开展调频市场的模拟试运行和容量补偿。本次模拟共有10台火电机组、294家新能源、2家储能企业参与，其中储能电站自主申报96点充放电曲线，调度机构根据申报曲线优先安排出清。本次模拟试运行期间储能电站不参与定价，接受现货市场价格。 辅助服务方面 国家能源局甘肃能源监管办发布《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（试行）》，甘肃省成为全国首个为储能开放调峰容量市场的省份，储能参与调峰容量市场的补贴上限为300元/（MW·日）。文件将电网侧储能按照运营模式分为独立储能和独立共享储能（租赁给新能源场站），准入门槛均为10MW/20MWh及以上。后者不可同时进行容量租赁和参与调峰容量市场。 除参与调峰容量市场以外，还可以参与调频市场。调频里程报价上限暂定为 12 元/兆瓦，申报价格的最小单位是 0.1 元/兆瓦。调频市场 AGC 综合性能指标系数上限暂定为 1.5。在需求响应方面：约定削峰响应价格上下限为 0-1000 元/MW·h；约定填谷响应价格 上下限为 0-500 元/MW·h。应急削峰响应价格上下限为0-1500 元 /MW·h；应急填谷响应价格上下限为0-750 元/MW·h。 国家能源局山西能源监管办发布《山西正备用辅助服务市场交易实施细则（征求意见稿）》，山西开启正备用辅助服务市场，主要是由市场主体通过预留向上调节能力并可按调度指令提供有功备用的服务。应满足在15分钟内相应且持续时长不小于2小时。目前，省调直调的新型储能电站、虚拟电厂、可控负荷等可参与正备用市场。市场主体可按照五个时段分别开展交易，申报价格上限为20元/MW。 浙江能源监管办发布《关于浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务有关事项的通知》，按照2022年12月浙江发布开展试运行结算的通知，试运行周期为2023年1月，试运行服务品种为旋转备用、削峰调峰、填谷调峰三类。 补贴政策方面 广东省深圳市发展和改革委员会发布《深圳市支持电化学储能产业加快发展的若干措施（征求意见稿）》，深圳市出台大手笔电化学储能产业支持政策，支持范围包括招商引资奖励、贷款贴息、资助产业联盟、标准制定、创新试验平台等，单项最高支持金额达5000万。但是在2月发布的正式稿中，文件删除了所有补贴金额，从资金支持变为鼓励和引导为主。 重庆两江新区管委会发布《重庆两江新区支持新型储能发展专项政策》，一是支持新型储能削峰填谷，对在区内备案的用户侧储能项目给予补助；二是对建成投运的用户侧储能、分布式光储、充换储一体化等项目，储能配置时长不低于2小时的，按照装机规模给予200元/千瓦时的补助，对单个项目的补助最高不超过500万元；三是对新引进的重点新型储能产业项目，自约定开工之日起两年内固定资产投资2000万元(含)以上的，经认定，按照该项目实际固定资产投资的15%给予支持。对单个项目的支持额度最高不超过3000万元。四是对新引进的重点新型储能产业项目，年度研发费用达到1000万元(含)以上，自其设立年度起至第五年，每年按其实际研发费用的20%给予支持。对单个项目每年支持金额最高不超过2000万元。 江苏省常州市委、市政府召开的 “江苏常州新能源之都建设推进大会”中提到《推进新能源之都建设政策措施》，文件提出支持光伏等新能源与储能设施融合发展，对装机容量1MW及以上的新型储能电站，自并网投运次月起按放电量给予投资主体不超过0.3元/kWh奖励，连续奖励不超过2年。 并网管理方面 国家能源局山西能监办发布《山西独立储能电站并网运行管理实施细则（试行）》，山西省是继北京市，第二个明确储能电站并网运行规范的地区。文件适用于已并入山西电网运行，由省级电力调度机构直接调度的独立储能电站。具体的管理规则包含：调度管理、检修管理、技术管理。相较于2022年10月28日发布的征求意见稿，有两处较大变化：一是几乎所有的标准考核都乘了0.8的系数；二是月度总考核电量由不超过全站装机容量*60小时大幅下调为不超过全站装机容量*0.8*35小时。 |
