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2023年1月儲能政策從國家到地方共有50余項發(fā)布或征求意見，涉及新能源配儲、輔助服務市場、電力市場、補貼政策等方面，希望與業(yè)界同仁共同交流探討。
國家政策
國家能源局發(fā)布《2023年能源監(jiān)管工作要點》，在電力市場建設方面，不斷擴大新能源參與市場化交易規(guī)模，不斷縮小電網企業(yè)代理購電范圍，推動
2023年1月儲能政策從國家到地方共有50余項發(fā)布或征求意見，涉及新能源配儲、輔助服務市場、電力市場、補貼政策等方面，希望與業(yè)界同仁共同交流探討。國家政策 國家能源局發(fā)布《2023年能源監(jiān)管工作要點》，在電力市場建設方面，不斷擴大新能源參與市場化交易規(guī)模，不斷縮小電網企業(yè)代理購電范圍，推動更多工商業(yè)用戶直接參與交易。加快推進輔助服務市場建設，建立電力輔助服務市場專項工作機制，研究制定電力輔助服務價格辦法，建立健全用戶參與的輔助服務分擔共享機制，推動調頻、備用等品種市場化，不斷引導虛擬電廠、新型儲能等新型主體參與系統(tǒng)調節(jié)。 國家能源局綜合司發(fā)布《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書（征求意見稿）》，文中提到，截至2021年底新型儲能累計裝機規(guī)模4GW。2030年至2045年，規(guī)�；L時儲能技術取得重大突破，滿足日以上平衡調節(jié)需求。2045年至2060年，儲電、儲熱、儲氣、儲氫等覆蓋全周期的多類型儲能協(xié)同運行，電力系統(tǒng)實現動態(tài)平衡，能源系統(tǒng)運行靈活性大幅提升。充分結合系統(tǒng)需求及技術經濟性，統(tǒng)籌布局電網側獨立儲能及電網功能替代性儲能，保障電力可靠供應。 重點應用領域政策 新能源配儲方面 珠海發(fā)改局發(fā)布《珠海市光伏電力發(fā)展規(guī)劃（2022-2025年）》，文件提出到2025年全市光伏發(fā)電新增裝機規(guī)模約3.7GW，其中統(tǒng)籌開發(fā)集中式光伏配套光伏約3.48GW，配置比例應不低于10%、2小時配套，需要配置384MW/696MWh儲能設備，儲能系統(tǒng)應與光伏電站同步建成。 西藏自治區(qū)發(fā)改委發(fā)布《關于促進西藏自治區(qū)光伏產業(yè)高質量發(fā)展的意見》，西藏首次發(fā)布光伏配置儲能要求，針對保障性要求配置儲能規(guī)模不低于項目裝機容量的20%，儲能時長不低于4小時。市場化項目可通過各種市場化方式獲取并網條件。在正文附件中，文件提出競爭性配置評分細則，其中儲能配置占10%的評分權重，新建儲能容量按光伏備案容量的20%，儲能時長4小時配置的，得5分；在此基礎上儲能時長每增加1小時，增加1分，直至滿分（10分）。按照評分標準測算，儲能配置時長達到9小時即可獲得滿分，基本覆蓋了日間發(fā)電時長。 示范項目方面 貴州省能源局發(fā)布《關于申報貴州省“十四五”新型儲能試點項目的通知》，貴州省首次開展新型儲能試點項目申報工作，貴州曾在2022年11月發(fā)布的《貴州省碳達峰實施方案》中提出，到2025年新型儲能裝機容量不低于1GW，到2030年提高到4GW。試點項目主要面向源網側儲能征集，項目應有助于新能源開發(fā)和消納，解決電網關鍵節(jié)點、輸變電擴容升級等困難，提升調節(jié)能力。 電力市場方面 浙江發(fā)改委發(fā)布《浙江電力現貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》，浙江再次對現貨市場規(guī)則進行意見征集，相較于2022年5月發(fā)布的第一版征求意見稿，該版在獨立輔助服務提供者中新增了負荷聚合商。 現貨電能量市場主要包括日前、實時市場，通過全電量申報、集中優(yōu)化出清交易；輔助服務市場將主要開展調頻，逐步探索備用、快速爬坡、無功和黑啟動等。輔助服務與現貨電能量市場聯(lián)合優(yōu)化出清，確定調頻等市場化價格，非市場化輔助服務按照華東“兩個細則”執(zhí)行。 在現貨市場與分時電價的銜接方面，對于已參與現貨市場的分時峰谷比不低于現行政策的，按市場形成的電價執(zhí)行，未參與現貨市場的峰谷比低于現行政策的，按照現行政策執(zhí)行（按熟高原則執(zhí)行）。現貨市場正式運行后，調峰市場將如何運行、示范項目的調峰補貼政策將如何落實等問題，還有待進一步跟蹤。 青海省能源局發(fā)布《青海電力現貨市場第一次模擬試運行方案的通知》，青海作為非現貨試點省份曾在2022年11月發(fā)布《青海電力現貨市場結算實施細則（初稿）》、《青海現貨電能量市場交易實施細則（初稿）》、《青海電力現貨市場容量補償實施細則（初稿）》等5份文件，進一步加快現貨市場建設。2023年1月，青海首次開展為期三天的模擬試運行，本次模擬結果不執(zhí)行、不結算，暫時不開展調頻市場的模擬試運行和容量補償。本次模擬共有10臺火電機組、294家新能源、2家儲能企業(yè)參與，其中儲能電站自主申報96點充放電曲線，調度機構根據申報曲線優(yōu)先安排出清。本次模擬試運行期間儲能電站不參與定價，接受現貨市場價格。 輔助服務方面 國家能源局甘肅能源監(jiān)管辦發(fā)布《甘肅省電力輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》，甘肅省成為全國首個為儲能開放調峰容量市場的省份，儲能參與調峰容量市場的補貼上限為300元/（MW·日）。文件將電網側儲能按照運營模式分為獨立儲能和獨立共享儲能（租賃給新能源場站），準入門檻均為10MW/20MWh及以上。后者不可同時進行容量租賃和參與調峰容量市場。 除參與調峰容量市場以外，還可以參與調頻市場。調頻里程報價上限暫定為 12 元/兆瓦，申報價格的最小單位是 0.1 元/兆瓦。調頻市場 AGC 綜合性能指標系數上限暫定為 1.5。在需求響應方面：約定削峰響應價格上下限為 0-1000 元/MW·h；約定填谷響應價格 上下限為 0-500 元/MW·h。應急削峰響應價格上下限為0-1500 元 /MW·h；應急填谷響應價格上下限為0-750 元/MW·h。 國家能源局山西能源監(jiān)管辦發(fā)布《山西正備用輔助服務市場交易實施細則（征求意見稿）》，山西開啟正備用輔助服務市場，主要是由市場主體通過預留向上調節(jié)能力并可按調度指令提供有功備用的服務。應滿足在15分鐘內相應且持續(xù)時長不小于2小時。目前，省調直調的新型儲能電站、虛擬電廠、可控負荷等可參與正備用市場。市場主體可按照五個時段分別開展交易，申報價格上限為20元/MW。 浙江能源監(jiān)管辦發(fā)布《關于浙江省第三方獨立主體參與電力輔助服務有關事項的通知》，按照2022年12月浙江發(fā)布開展試運行結算的通知，試運行周期為2023年1月，試運行服務品種為旋轉備用、削峰調峰、填谷調峰三類。 補貼政策方面 廣東省深圳市發(fā)展和改革委員會發(fā)布《深圳市支持電化學儲能產業(yè)加快發(fā)展的若干措施（征求意見稿）》，深圳市出臺大手筆電化學儲能產業(yè)支持政策，支持范圍包括招商引資獎勵、貸款貼息、資助產業(yè)聯(lián)盟、標準制定、創(chuàng)新試驗平臺等，單項最高支持金額達5000萬。但是在2月發(fā)布的正式稿中，文件刪除了所有補貼金額，從資金支持變?yōu)楣膭詈鸵龑橹鳌?br /> 重慶兩江新區(qū)管委會發(fā)布《重慶兩江新區(qū)支持新型儲能發(fā)展專項政策》，一是支持新型儲能削峰填谷，對在區(qū)內備案的用戶側儲能項目給予補助；二是對建成投運的用戶側儲能、分布式光儲、充換儲一體化等項目，儲能配置時長不低于2小時的，按照裝機規(guī)模給予200元/千瓦時的補助，對單個項目的補助最高不超過500萬元；三是對新引進的重點新型儲能產業(yè)項目，自約定開工之日起兩年內固定資產投資2000萬元(含)以上的，經認定，按照該項目實際固定資產投資的15%給予支持。對單個項目的支持額度最高不超過3000萬元。四是對新引進的重點新型儲能產業(yè)項目，年度研發(fā)費用達到1000萬元(含)以上，自其設立年度起至第五年，每年按其實際研發(fā)費用的20%給予支持。對單個項目每年支持金額最高不超過2000萬元。 江蘇省常州市委、市政府召開的 “江蘇常州新能源之都建設推進大會”中提到《推進新能源之都建設政策措施》，文件提出支持光伏等新能源與儲能設施融合發(fā)展，對裝機容量1MW及以上的新型儲能電站，自并網投運次月起按放電量給予投資主體不超過0.3元/kWh獎勵，連續(xù)獎勵不超過2年。 并網管理方面 國家能源局山西能監(jiān)辦發(fā)布《山西獨立儲能電站并網運行管理實施細則（試行）》，山西省是繼北京市，第二個明確儲能電站并網運行規(guī)范的地區(qū)。文件適用于已并入山西電網運行，由省級電力調度機構直接調度的獨立儲能電站。具體的管理規(guī)則包含：調度管理、檢修管理、技術管理。相較于2022年10月28日發(fā)布的征求意見稿，有兩處較大變化：一是幾乎所有的標準考核都乘了0.8的系數；二是月度總考核電量由不超過全站裝機容量*60小時大幅下調為不超過全站裝機容量*0.8*35小時。 |
