11月13日，關于印發(fā)《支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施》的通知，通知指出，逐步提高新能源上網電量參與電力市場交易比例。以“2030年新能源全面參與電力市場交易”為目標，推動存量新能源聯(lián)合配建儲能高比例參與電力市場交易；逐步擴大新能源參與電力市場交易比例，通過市場化的方式，提升新能源配建儲能利用率和場站綜合收益水平。探索基于電力現貨市場分時電價信號的分布式光伏分時上網電價機制，支持分布式儲能聚合為“云儲能”響應調度需求，參與市場交易，推動分布式儲能健康發(fā)展。
原文如下：
關于印發(fā)《支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施》的通知
魯發(fā)改能源〔2023〕877號
各市發(fā)展改革委(能源局)，國網山東省電力公司，山東電力交易中心：
現將《支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施》印發(fā)給你們，請抓好貫徹落實。
山東省發(fā)展和改革委員會
山東省能源局
國家能源局山東監(jiān)管辦公室
2023年11月9日
支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施
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《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》(發(fā)改辦運行〔2022〕475號)等文件規(guī)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。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、控制等相關系統(tǒng)符合有關技術要求情況下，可與火電機組視為一個整體，按照現有相關規(guī)則參與電力市場交易，上網電價按市場規(guī)則結算。
2.逐步提高新能源上網電量參與電力市場交易比例。以“2030年新能源全面參與電力市場交易”為目標，推動存量新能源聯(lián)合配建儲能高比例參與電力市場交易；逐步擴大新能源參與電力市場交易比例，通過市場化的方式，提升新能源配建儲能利用率和場站綜合收益水平。探索基于電力現貨市場分時電價信號的分布式光伏分時上網電價機制，支持分布式儲能聚合為“云儲能”響應調度需求，參與市場交易，推動分布式儲能健康發(fā)展。
3.鼓勵新能源場站與配建儲能全電量參與電力市場交易。新能源場站與配建儲能自愿全電量一體化聯(lián)合參與電力市場交易的，在滿足電網安全運行以及同等報價條件下優(yōu)先出清，新能源與配建儲能作為一個主體聯(lián)合結算，促進新能源與配建儲能聯(lián)合主體健康發(fā)展。
二、電網側儲能
4.合理確定儲能區(qū)域布局和投運時序。省能源局組織國網山東省電力公司根據全省新能源項目推進、電力系統(tǒng)調節(jié)能力建設需求，定期測算分地區(qū)儲能建設規(guī)模需求，合理確定儲能區(qū)域布局和投運時序。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，應及時移除年度建設方案。
5.明確新型儲能調試運行期上網電價機制。新型儲能調試運行期上網電量，按照同類型機組當月代理購電市場化采購平均價結算。同類型機組當月未形成代理購電市場化采購電量的，按照最近一次同類型機組月度代理購電市場化采購平均價結算。
6.完善新型儲能市場化“兩部制”上網電價機制。新型儲能作為獨立市場主體參與市場交易，執(zhí)行基于市場化模式下的“電量電價+容量電價”兩部制上網電價機制：
(1)電量電價。獨立新型儲能充電時作為市場用戶，從電力市場中直接購電;放電時作為發(fā)電企業(yè)，從電力市場中進行售電。具體充(放)電價格通過市場交易方式形成。
(2)容量電價。新型儲能向電網送電時，可根據月度可用容量獲得容量電價補償，具體補償標準根據當月電力市場供需確定。經省能源局確定的示范項目，補償費用暫按電力市場規(guī)則中獨立儲能月度可用容量補償標準的2倍執(zhí)行。
7.保障新型儲能與新能源企業(yè)自主確定容量租賃價格。新型儲能容量應在山東電力交易中心統(tǒng)一登記并開放，由省內新能源企業(yè)租賃使用。租賃價格由雙方協(xié)商確定，任何單位和個人不得指定交易對象、限定交易條件、干預交易價格、保障租賃交易公平、公正、公開，確保儲能容量在全省范圍內共享使用。
8.降低新型儲能市場化運行成本。支持獨立儲能參與中長期市場和現貨市場。獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。
9.引導新型儲能參與輔助服務市場。充分發(fā)揮調節(jié)速率快的優(yōu)點，鼓勵獨立儲能根據電力市場交易規(guī)則參加調頻輔助服務市場。研究開發(fā)更多適合儲能的輔助服務交易品種，逐步開展爬坡、備用、轉動慣量等輔助服務交易，支持獨立儲能在電能量市場之外獲得更多收益途徑。
三、用戶側儲能
10.擴大峰谷分時電價政策執(zhí)行范圍。結合國家輸配電價改革，將“抽水蓄能容量電費”“上網環(huán)節(jié)線損費用”納入分時電價政策執(zhí)行范圍，進一步降低新型儲能購電成本。
11.擴大電力市場用戶零售套餐約束比例。結合山東電力系統(tǒng)供需，售電公司零售套餐在高峰、低谷時段峰谷浮動系數約束比例由最低50%調整為最低60%，擴大終端用戶峰谷價差，進一步提高新型儲能利用率。
12.免除新型儲能深谷時段市場分攤費用。新型儲能在深谷時段充電電量，不再承擔發(fā)電機組啟動、發(fā)用雙軌制不平衡市場偏差費用。發(fā)電機組啟動、發(fā)用雙軌制不平衡市場偏差費用實施月度分攤時，扣除新型儲能當月深谷用電量，進一步增加新型儲能經濟性。
《支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施》政策解讀
為充分發(fā)揮價格引導作用，支持我省新型儲能健康發(fā)展，省發(fā)展改革委、省能源局、山東能源監(jiān)管辦聯(lián)合印發(fā)了《支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施》(以下簡稱《政策措施》)。
一、出臺背景
近年來我省光伏、風電等新能源發(fā)展迅猛，截至2023年9月底,新能源和可再生能源裝機已達8738.3萬千瓦(占全省總裝機容量的42.8%)，其中光伏5228.5萬千瓦，居全國第一；風電2430.3萬千瓦，居全國第四,隨著我省新能源占比不斷提高,新能源消納壓力將日益顯現(2022年我省消納率為98.2%)。同時，新能源發(fā)電特有的隨機性、間歇性、波動性特點，將對我省電力系統(tǒng)穩(wěn)定安全運行帶來新的挑戰(zhàn)。為此，我省積極推動鋰電池、壓縮空氣等新型儲能建設，充分釋放調峰、調頻、爬坡能力，有效應對新能源大規(guī)模并網產生的消納問題。目前，我省新型儲能裝機已達353萬千瓦，成為新型電力系統(tǒng)的重要組成部分，但現階段也存在利用率低、市場模式單一、盈利能力弱等問題，亟需配套相應的市場和價格機制推動發(fā)展；同時需加強需求側牽引，有效防范盲目發(fā)展、大起大落等問題。
二、主要內容
《政策措施》立足儲能在“發(fā)電側”、“電網側”、“用戶側”三種應用場景，堅持“問題導向”，著眼“能用好用”的原則，提出了12項具體措施，引導新型儲能健康有序發(fā)展。
一是針對發(fā)電側儲能利用率低的問題，明確提出以“2030年新能源全面參與電力市場交易”為目標，逐步提高新能源上網電量參與電力市場交易比例，鼓勵新能源場站與配建儲能全電量參與電力市場交易，通過市場化的方式，倒逼新能源企業(yè)提高配建儲能利用率。
二是針對電網側儲能市場模式單一問題，提出研究更多適合儲能的輔助服務交易品種，逐步開展爬坡、備用、轉動慣量等輔助服務交易，支持獨立儲能在電能量市場之外獲得更多收益途徑。為提高其經濟性，調整新型儲能調試運行期上網電價機制，明確獨立儲能充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。為鼓勵創(chuàng)新，明確示范項目容量補償費用暫按月度可用容量補償標準的2倍執(zhí)行。
三是針對用戶側儲能盈利能力弱的問題，結合國家輸配電價改革，將“抽水蓄能容量電費”“上網環(huán)節(jié)線損費用”納入分時電價政策執(zhí)行范圍；結合山東電力系統(tǒng)供需，售電公司零售套餐在高峰、低谷時段峰谷浮動系數約束比例由最低50%調整為最低60%，提高新型儲能經濟性和盈利能力。明確新型儲能在深谷時段充電電量，不再承擔發(fā)電機組啟動、發(fā)用雙軌制不平衡市場偏差費用，降低新型儲能購電成本。
我省政策措施主要以市場機制為主，相比單一的財政補貼政策更具可持續(xù)性。上述政策措施實施后，一方面將更好調動企業(yè)在我省投資儲能的積極性；另一方面，政策措施堅持需求側牽引，定期測算儲能需求，合理確定布局和投運時序，有助于防范儲能盲目發(fā)展。
來源：山東省能源局
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