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(wǎng)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(xiàn)貨市場分時電價信號的分布式光伏分時上網(wǎng)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(wǎng)山東省電力公司，山東電力交易中心：
現(xiàn)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(jù)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(xiàn)有相關規(guī)則參與電力市場交易，上網(wǎng)電價按市場規(guī)則結算。
2.逐步提高新能源上網(wǎng)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(xiàn)貨市場分時電價信號的分布式光伏分時上網(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)山東省電力公司根據(jù)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(wǎng)電價機制。新型儲能調試運行期上網(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)送電時，可根據(jù)月度可用容量獲得容量電價補償，具體補償標準根據(jù)當月電力市場供需確定。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(xiàn)貨市場。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(jù)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(wǎng)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(shù)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(jīng)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(xiàn)(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(wǎng)產(chǎn)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(xiàn)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(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)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(jīng)濟性，調整新型儲能調試運行期上網(wǎng)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(wǎng)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(shù)約束比例由最低50%調整為最低60%，提高新型儲能經(jīng)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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