7月31日，寧夏發(fā)展改革委發(fā)布《自治區(qū)發(fā)展改革委關于促進儲能健康發(fā)展的通知(征求意見稿)》，意見稿從儲能項目布局、項目管理、棄電優(yōu)先控制、優(yōu)先發(fā)電計劃、容量租賃、電力市場機制、儲能結算等方面作出明確規(guī)定。其中在儲能結算機制方面，通知指出，獨立儲能上網(wǎng)對應的充電量免收輸配電價、系統(tǒng)運行、線損及政府附加費用，此外嚴格要求新能源配儲。

　　嚴格要求新能源配儲，支持配建長時儲能

　　增量新能源項目配儲租賃到期后未續(xù)租的，視同不滿足配儲要求，不符合并網(wǎng)條件，在重新完成配儲前暫停調用。

　　存量新能源項目未配儲或配儲租賃到期后未續(xù)租的，在新能源消納困難時優(yōu)先棄電至裝機容量的10%。并網(wǎng)新能源項目未配儲時間超過30天的，重新續(xù)租或自建時，按原配儲比例2倍規(guī)模配置(時長不變)。

　　新能源場站通過容量租賃配儲的，租賃合同期限原則上不低于1年。自建或簽訂多年(3年及以上)租賃合同的新能源場站，增加優(yōu)先發(fā)電計劃安排。

　　支持容量超過電化學儲能容量2倍及以上的長時、安全、高效儲能建設，新能源企業(yè)與該類儲能簽訂租賃合同時，按其功率的1.2倍折算配儲規(guī)模。

　　完善電力市場機制，降低獨立儲能充電成本

　　現(xiàn)貨市場連續(xù)運營前，在儲能參與中長期電能量市場的同時，可同步享受調峰輔助服務補償，中長期電能量合同按照“照付不議、偏差結算”的原則結算，調峰價格按西北能源監(jiān)管局和我委出臺文件為準。現(xiàn)貨市場連續(xù)運營運行后，儲能可參與現(xiàn)貨電能量交易及調頻輔助服務交易，推動建立儲能容量補償機制，鼓勵儲能產(chǎn)業(yè)健康平穩(wěn)發(fā)展。

　　獨立儲能損耗電量承擔輸配電價(免收基本電費)、系統(tǒng)運行費、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用和政府性基金及附加，上網(wǎng)電量對應的下網(wǎng)電量不承擔上述費用。下網(wǎng)無功電量執(zhí)行功率因數(shù)調整電費。參與中長期電能量市場前，上下網(wǎng)電量執(zhí)行火電基準電價(0.2595元/千瓦時);參與中長期或現(xiàn)貨市場后，上下網(wǎng)電量執(zhí)行電能量市場交易價格。調峰、調頻等輔助服務補償價格執(zhí)行國家及自治區(qū)相關規(guī)則。

自治區(qū)發(fā)展改革委關于公開征求《自治區(qū)發(fā)展改革委關于促進儲能健康發(fā)展的通知(征求意見稿)》意見的公告

　　根據(jù)國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》(發(fā)改價格〔2024〕196號)，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行的通知》(發(fā)改辦運行〔2022〕475號)有關要求，結合我區(qū)儲能發(fā)展實際，我委研究起草了《自治區(qū)發(fā)展改革委關于促進儲能健康發(fā)展的通知(征求意見稿)》，現(xiàn)面向社會公開征求意見。歡迎各界人士通過網(wǎng)絡提出修改意見或建議，反饋至郵箱：nengyuan_nx@126.com，截止日期為2024年8月2日。

　　感謝您的參與和支持!

　　寧夏回族自治區(qū)發(fā)展改革委

　　2024年7月31日

　　(此件公開發(fā)布)

　　自治區(qū)發(fā)展改革委關于促進儲能健康發(fā)展的通知(征求意見稿)

　　為了促進儲能項目建設，豐富儲能運營方式、發(fā)揮儲能調節(jié)作用、保障新型儲能合理高效利用，按照國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》(發(fā)改價格〔2024〕196號)，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行的通知》(發(fā)改辦運行〔2022〕475號)有關要求，結合我區(qū)儲能發(fā)展實際，進一步明確新型儲能市場地位，引導行業(yè)健康發(fā)展，現(xiàn)將有關事項通知如下。

　　一、優(yōu)化儲能項目布局。國網(wǎng)寧夏電力公司結合我區(qū)電網(wǎng)實際，研究制定獨立儲能電站規(guī)劃布局指引，在新能源富集地區(qū)、負荷中心地區(qū)合理劃定推薦區(qū)域，縣區(qū)備案部門根據(jù)儲能項目規(guī)劃布局指引，指導優(yōu)化儲能項目備案選址。

　　二、優(yōu)化儲能項目管理。組織各縣區(qū)及時評估“審而未建”儲能項目的建設條件，對備案項目進行排查，清理一批接入意見逾期的項目，嚴格執(zhí)行新備案項目電網(wǎng)接入意見有效期一年規(guī)定，為增量項目釋放電網(wǎng)接入資源。

　　三、嚴格執(zhí)行棄電優(yōu)先控制。增量新能源項目(2022年1月1日后并網(wǎng))配儲租賃到期后未續(xù)租的，視同不滿足配儲要求，不符合并網(wǎng)條件，在重新完成配儲前暫停調用。存量新能源項目(2021年12月31日前并網(wǎng))未配儲或配儲租賃到期后未續(xù)租的，在新能源消納困難時優(yōu)先棄電至裝機容量的10%。并網(wǎng)新能源項目未配儲時間超過30天的，重新續(xù)租或自建時，按原配儲比例2倍規(guī)模配置(時長不變)。

　　四、獎勵優(yōu)先發(fā)電計劃。新能源場站通過容量租賃配儲的，租賃合同期限原則上不低于1年。自建或簽訂多年(3年及以上)租賃合同的新能源場站，增加優(yōu)先發(fā)電計劃安排。

　　五、提升容量租賃比例。支持容量(功率×時長)超過電化學儲能容量2倍及以上的長時、安全、高效儲能建設，新能源企業(yè)與該類儲能簽訂租賃合同時，按其功率的1.2倍折算配儲規(guī)模。

　　六、完善電力市場機制?，F(xiàn)貨市場連續(xù)運營前，在儲能參與中長期電能量市場的同時，可同步享受調峰輔助服務補償，中長期電能量合同按照“照付不議、偏差結算”的原則結算，調峰價格按西北能源監(jiān)管局和我委出臺文件為準?，F(xiàn)貨市場連續(xù)運營運行后，儲能可參與現(xiàn)貨電能量交易及調頻輔助服務交易，推動建立儲能容量補償機制，鼓勵儲能產(chǎn)業(yè)健康平穩(wěn)發(fā)展。

　　七、完善儲能結算機制。獨立儲能損耗電量承擔輸配電價(免收基本電費)、系統(tǒng)運行費、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用和政府性基金及附加，上網(wǎng)電量對應的下網(wǎng)電量不承擔上述費用。下網(wǎng)無功電量執(zhí)行功率因數(shù)調整電費。參與中長期電能量市場前，上下網(wǎng)電量執(zhí)行火電基準電價(0.2595元/千瓦時);參與中長期或現(xiàn)貨市場后，上下網(wǎng)電量執(zhí)行電能量市場交易價格。調峰、調頻等輔助服務補償價格執(zhí)行國家及自治區(qū)相關規(guī)則。

　　各地、各有關部門，要按照本通知細化政策舉措，抓好工作落實，執(zhí)行中遇到特殊情況，及時與我委溝通，以確保我區(qū)儲能產(chǎn)業(yè)健康有序發(fā)展，為新型電力系統(tǒng)建設發(fā)揮有力支撐。