關(guān)于印發(fā)《支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施》的通知

所屬地區

山東

法規性質(zhì)

政策法規

發(fā)布機構

地方政府及機構

法規標號

魯發(fā)改能源〔2023〕877號

發(fā)布時(shí)間

2023-11-09

為支持新型儲能健康有序發(fā)展，加強需求側牽引，根據國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲能參與電力市場(chǎng)和調度運用的通知》(發(fā)改辦運行〔2022〕475號)等文件規定，提出以下政策措施。

一、電源側儲能

1.支持火電配建新型儲能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場(chǎng)。在火電企業(yè)內部以配建形式建成的新型儲能項目，在站內計量、控制等相關(guān)系統符合有關(guān)技術(shù)要求情況下，可與火電機組視為一個(gè)整體，按照現有相關(guān)規則參與電力市場(chǎng)交易，上網(wǎng)電價(jià)按市場(chǎng)規則結算。

2.逐步提高新能源上網(wǎng)電量參與電力市場(chǎng)交易比例。以“2030年新能源全面參與電力市場(chǎng)交易”為目標，推動(dòng)存量新能源聯(lián)合配建儲能高比例參與電力市場(chǎng)交易;逐步擴大新能源參與電力市場(chǎng)交易比例，通過(guò)市場(chǎng)化的方式，提升新能源配建儲能利用率和場(chǎng)站綜合收益水平。探索基于電力現貨市場(chǎng)分時(shí)電價(jià)信號的分布式光伏分時(shí)上網(wǎng)電價(jià)機制，支持分布式儲能聚合為“云儲能”響應調度需求，參與市場(chǎng)交易，推動(dòng)分布式儲能健康發(fā)展。

3.鼓勵新能源場(chǎng)站與配建儲能全電量參與電力市場(chǎng)交易。新能源場(chǎng)站與配建儲能自愿全電量一體化聯(lián)合參與電力市場(chǎng)交易的，在滿(mǎn)足電網(wǎng)安全運行以及同等報價(jià)條件下優(yōu)先出清，新能源與配建儲能作為一個(gè)主體聯(lián)合結算，促進(jìn)新能源與配建儲能聯(lián)合主體健康發(fā)展。

二、電網(wǎng)側儲能

4.合理確定儲能區域布局和投運時(shí)序。省能源局組織國網(wǎng)山東省電力公司根據全省新能源項目推進(jìn)、電力系統調節能力建設需求，定期測算分地區儲能建設規模需求，合理確定儲能區域布局和投運時(shí)序。各地制定新型儲能年度建設方案需報省能源局備案，對于未按要求建設的儲能項目，應及時(shí)移除年度建設方案。

5.明確新型儲能調試運行期上網(wǎng)電價(jià)機制。新型儲能調試運行期上網(wǎng)電量，按照同類(lèi)型機組當月代理購電市場(chǎng)化采購平均價(jià)結算。同類(lèi)型機組當月未形成代理購電市場(chǎng)化采購電量的，按照最近一次同類(lèi)型機組月度代理購電市場(chǎng)化采購平均價(jià)結算。

6.完善新型儲能市場(chǎng)化“兩部制”上網(wǎng)電價(jià)機制。新型儲能作為獨立市場(chǎng)主體參與市場(chǎng)交易，執行基于市場(chǎng)化模式下的“電量電價(jià)+容量電價(jià)”兩部制上網(wǎng)電價(jià)機制：

(1)電量電價(jià)。獨立新型儲能充電時(shí)作為市場(chǎng)用戶(hù)，從電力市場(chǎng)中直接購電;放電時(shí)作為發(fā)電企業(yè)，從電力市場(chǎng)中進(jìn)行售電。具體充(放)電價(jià)格通過(guò)市場(chǎng)交易方式形成。

(2)容量電價(jià)。新型儲能向電網(wǎng)送電時(shí)，可根據月度可用容量獲得容量電價(jià)補償，具體補償標準根據當月電力市場(chǎng)供需確定。經(jīng)省能源局確定的示范項目，補償費用暫按電力市場(chǎng)規則中獨立儲能月度可用容量補償標準的2倍執行。

7.保障新型儲能與新能源企業(yè)自主確定容量租賃價(jià)格。新型儲能容量應在山東電力交易中心統一登記并開(kāi)放，由省內新能源企業(yè)租賃使用。租賃價(jià)格由雙方協(xié)商確定，任何單位和個(gè)人不得指定交易對象、限定交易條件、干預交易價(jià)格、保障租賃交易公平、公正、公開(kāi)，確保儲能容量在全省范圍內共享使用。

8.降低新型儲能市場(chǎng)化運行成本。支持獨立儲能參與中長(cháng)期市場(chǎng)和現貨市場(chǎng)。獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價(jià)和政府性基金及附加。

9.引導新型儲能參與輔助服務(wù)市場(chǎng)。充分發(fā)揮調節速率快的優(yōu)點(diǎn)，鼓勵獨立儲能根據電力市場(chǎng)交易規則參加調頻輔助服務(wù)市場(chǎng)。研究開(kāi)發(fā)更多適合儲能的輔助服務(wù)交易品種，逐步開(kāi)展爬坡、備用、轉動(dòng)慣量等輔助服務(wù)交易，支持獨立儲能在電能量市場(chǎng)之外獲得更多收益途徑。

三、用戶(hù)側儲能

10.擴大峰谷分時(shí)電價(jià)政策執行范圍。結合國家輸配電價(jià)改革，將“抽水蓄能容量電費”“上網(wǎng)環(huán)節線(xiàn)損費用”納入分時(shí)電價(jià)政策執行范圍，進(jìn)一步降低新型儲能購電成本。

11.擴大電力市場(chǎng)用戶(hù)零售套餐約束比例。結合山東電力系統供需，售電公司零售套餐在高峰、低谷時(shí)段峰谷浮動(dòng)系數約束比例由最低50%調整為最低60%，擴大終端用戶(hù)峰谷價(jià)差，進(jìn)一步提高新型儲能利用率。

12.免除新型儲能深谷時(shí)段市場(chǎng)分攤費用。新型儲能在深谷時(shí)段充電電量，不再承擔發(fā)電機組啟動(dòng)、發(fā)用雙軌制不平衡市場(chǎng)偏差費用。發(fā)電機組啟動(dòng)、發(fā)用雙軌制不平衡市場(chǎng)偏差費用實(shí)施月度分攤時(shí)，扣除新型儲能當月深谷用電量，進(jìn)一步增加新型儲能經(jīng)濟性。

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編輯：(能源節約和科技裝備處)

信息來(lái)源：山東省能源局