国家能源局将全面加快建设全国统一电力市场体系，研究制定电力市场“1+N”基础规则制度，深化辅助服务市场机制;加强电力调度交易与市场秩序监管，规范调度运行、交易组织、电费结算、信息披露等，构建适应新能源高比例发展的市场机制。调动用户侧资源参与电力系统调节。制定关于推动用户侧资源参与系统调节相关政策，以市场化机制充分挖掘可中断负荷、储能、负荷聚合商、虚拟电厂等新型主体参与提供辅助服务。政策落实后，全国统一电力市场建设将会提速，全国电力交易中心有望加速落地，新型储能等主体将加速参与电力市场。


到2025年，新型储能电站装机规模达到300万千瓦，全省新型储能产业营业收入达到4000亿元以上，支持源侧电站转独立储能电站，鼓励用户侧储能，明确新型储能市场主体地位，加快落实参与电力市场各项政策。宏观政策面全力支持利好新型储能发展，落实具体细则还需要一定时间。


2023年独立储能示范项目共计1950MW/3900MWh，必须于11月30日前全容量建成并网并可享受支持政策，容量奖励（可按装机容量的1.4倍向新能源项目提供租赁服务）、电价政策（向电网送电的相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加）、调度管理（年调度放电利用次数不低于300次）和资金支持（30元/千瓦时的一次性奖补）。示范效应很明显，将推动贵州省独立储能快速发展。


到2027年，沿海地区新型储能项目累计投运规模力争达到350万千瓦左右。确保沿海地区海上风电和海上光伏两个千万千瓦级基地并网消纳。开展19个项目规划布局，盐城10个共181万千瓦，南通6个共108万千瓦，连云港3个共60万千瓦，推进新型储能科学布局。政策规划明确极大推动江苏海上新能源配储项目的落地。


鼓励各地新建共享储能，积极探索建设构网型储能。部分地区构网型储能比例原则上不低于年度独立新型储能规模的20%。支持同一区域内已建成的配建储能设施，通过技改转为独立储能（含共享储能）。详细阐述了构网型储能应满足的技术要求。构网型储能在政策的明确要求和支持下，将会是新疆地区电力储能发展新方向。  


政策积极推进构网型储能项目试点示范应用，鼓励在部分地区先行先试。针对存量储能项目，扶持技改软硬件更换升级，增量储能项目直接配置构网型储能特性系统设备，优先电力调度和参与市场化交易。西藏地区构网型储能项目将是重点发展方向。


独立储能项目或配建储能项目通过技改转为独立储能项目可参与电力调峰辅助服务市场。原则上储能额定功率不低于2兆瓦、连续储能时长2小时及以上。储能参与调峰补偿价格报价上限暂按0.3元/千瓦时执行。细则明确有力推动当地新型储能参与电力辅助服务市场获取收益。


独立储能可作为独立主体参与电能量市场交易，需满足：1．额定功率在5兆瓦及以上，额定功率下可持续充电、放电时间均不低于2小时；2．具备独立分时正反向计量条件；3．具备调度直控条件；4．具备独立法人资格或授权；5．以独立主体身份签订协议合同。明确了中长期电能量交易的交易品种和交易方向。征求意见稿细则发布，商业运营模式的明确，未来将推动独立储能快速发展。


支持灵活配建新型储能电站，支持重点电力保障区域合理布局新型储能项目，对符合条件的项目按实际投资的20%，单个项目给予最高1000万元资助。对符合条件的车网互动（V2G）充电设施改造项目按实际投资的20%、单个项目给予最高100万元资助。改造接入虚拟电厂的本地新型储能项目，按改造实际投资的20%，给予项目最高50万元资助及连续三年响应收益的10%给予资助，单个项目每年给予最高10万元资助，单家企业每年给予最高100万元资助。意见稿针对性很强，补贴力度大，实施后极大推动园区等具有虚拟电厂接入功能的用户侧储能项目落地发展。

原标题：七月储能政策解读