中國儲能網(wǎng)訊：6月7日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《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》，提出新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場，鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場，加快推動獨立儲能參與電力市場配合電網(wǎng)調峰，充分發(fā)揮獨立儲能技術優(yōu)勢提供輔助服務，優(yōu)化儲能調度運行機制等?！锻ㄖ诽岢黾涌焱苿营毩δ軈⑴c中長期市場和現(xiàn)貨市場，發(fā)揮移峰填谷和頂峰發(fā)電作用。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。
6月8日，全國電力儲能標準化技術委員會發(fā)布關于征求國家標準《電力系統(tǒng)配置電化學儲能電站規(guī)劃導則》意見的函，文件規(guī)定了電力系統(tǒng)配置電化學儲能電站的需求預測以及電源側（風、光電站）、用戶側、電網(wǎng)側電化學儲能電站配置方法。風電場、光伏發(fā)電站、用戶側等基于平滑輸出功率波動、跟蹤計劃曲線等自身應用場景，確定儲能配置規(guī)模的思路和方法；電網(wǎng)側結合系統(tǒng)整體需求以及電源側、負荷側布局，重點從緩解輸配電網(wǎng)阻塞、電網(wǎng)越限和提供各項輔助服務等應用場景開展，促進電力系統(tǒng)源網(wǎng)荷儲協(xié)同發(fā)展。
6月29日，國家能源局綜合司發(fā)布《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項重點要求（2022年版）（征求意見稿）》，要求提出中大型電化學儲能電站不得選用三元鋰電池、鈉硫電池，不宜選用梯次利用動力電池；選用梯次利用動力電池時，應進行一致性篩選并結合溯源數(shù)據(jù)進行安全評估。站房式鋰離子電池設備間，單個防火分區(qū)電池容量不宜超過6MW·h，超過6MW·h時，室內應設置固定自動滅火系統(tǒng)。
重點應用領域政策
本月重點應用領域主要集中在輔助服務市場、現(xiàn)貨市場、直接補貼方面。
現(xiàn)貨市場方面，山東省發(fā)布《關于2022年山東省電力現(xiàn)貨市場結算試運行工作有關事項的補充通知》征求意見，文件明確提出，將堅持新型儲能市場化發(fā)展方向，推動新型市場主體積極參與電力現(xiàn)貨交易，按月度可用容量給予適當容量補償費用。6月份起，虛擬電廠可作為獨立市場主體，據(jù)市場價格信號主動參與削峰填谷，參與市場交易。與此同時，為引導可調節(jié)負荷削峰填谷，將從9月份起，對于可調節(jié)負荷試行基于峰荷責任法的容量補償電價收取方式。在新能源大發(fā)、發(fā)電能力充裕的時段，容量補償電價按照基準價（99.1元/兆瓦時，下同）乘以谷系數(shù)K1（取值0-50%）收??；在發(fā)電能力緊張的時段，容量補償電價按照基準價乘以峰系數(shù)K2（取值100%-160%）收??；其他時段容量補償電價維持基準價不變。
山東省是全國首個獨立儲能參與現(xiàn)貨市場并獲得容量補償?shù)牡貐^(qū)，3月發(fā)布的《關于電力現(xiàn)貨市場容量補償電價有關事項的通知》明確，獨立儲能容量補償費用=機組月度可用容量×0.0991元/kwh，目前可用容量按照獨立儲能有效充放電容量之和的平均值來計算。本次補充通知，對補償公式增加了K值系數(shù)，結合新能源發(fā)電特性將全年分為兩個時段：發(fā)電充裕和發(fā)電緊張，充裕時容量補償至少減半，緊張時容量補償至多1.5倍。
直接補貼方面，成都市發(fā)改委發(fā)布《成都市2022年儲能示范項目（第一批次）》，本次共有7家企業(yè)13個儲能示范項目入選，業(yè)主分別為特隆美、特來電、川開電氣、蜀電集團、大唐四川、中自環(huán)保、四川交投等7家企業(yè)。根據(jù)此前規(guī)則，對年利用小時數(shù)達600小時以上的儲能示范設施給予每千瓦230元/年補助（連續(xù)補貼3年、每年不超過100萬）。入選項目最大的規(guī)模為1.5MW，大部分是百千瓦級的小型用戶側項目。成都市的補貼政策是面向電源側、電網(wǎng)側、用戶側儲能的，補貼金額全國最高，此外四川省最大峰谷價差能夠達到0.84元/kwh，對于用戶側儲能來說吸引力較強。
成都市高新區(qū)發(fā)改委發(fā)布《關于組織申報2022年生態(tài)文明建設重點項目市級預算內基本建設投資項目的通知》，重點提及用戶側、電網(wǎng)側、電源側、虛擬電廠側等領域的電化學儲能項目的支持政策。該項申報條件要滿足額定功率大于100kw，且儲能時長大于15分鐘的儲能系統(tǒng)，對入選的電源側、電網(wǎng)側、用戶側、虛擬電廠儲能項目，年利用小時數(shù)不低于600小時的按照設施規(guī)模給予230元/kw，且單個項目最高不超過100萬元市級補貼，連續(xù)補貼3年，要求2022年開工。
安徽合肥市人民政府發(fā)布《關于印發(fā)合肥市進一步促進光伏產(chǎn)業(yè)高質量發(fā)展若干政策的通知》，政策中提出支持儲能集成系統(tǒng)規(guī)?；瘧?，鼓勵光伏、儲能、充電基礎設施等靈活結合的源網(wǎng)荷儲一體化系統(tǒng)建設。對裝機容量1兆瓦時及以上的新型儲能電站，自投運次月起按放電量給予投資主體不超過0.3元/千瓦時補貼，連續(xù)補貼不超過2年，同一企業(yè)累計最高不超過300萬元。2018年，安徽合肥曾發(fā)布關于進一步促進光伏產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的意見，意見中指出光伏儲能系統(tǒng)，自投運次月起對儲能系統(tǒng)按實際充電量給予投資人1元/kWh補貼，同一項目年度最高補貼100萬元。與本次政策相對比，雖然安徽合肥光伏儲能補貼標準大幅度下滑，但是補貼最高金額由100萬上升為300萬。
輔助服務方面，南方能監(jiān)局正式發(fā)布《南方區(qū)域電力并網(wǎng)運行管理實施細則》《南方區(qū)域電力輔助服務管理實施細則》，相較于征求意見稿，正式稿進行了以下調整：獨立儲能方面，獨立儲能電站門檻范圍降低至5兆瓦/1小時（征求意見稿為10兆瓦/1小時）；允許獨立儲能電站電量偏差率從±2.5%提高至±5%；一次調頻死區(qū)調整為±0.033~0.05Hz（征求意見稿為±0.05Hz）?？烧{負荷方面，直控型可調節(jié)負荷調節(jié)能力放寬至上下調不低于5兆瓦（征求意見稿為10兆瓦），持續(xù)時間門檻降低至0.5小時（征求意見稿為1小時）。新能源方面，降低新能源獲得AVC補償?shù)拈T檻，風電、光伏達到10MW（征求意見稿為50MW）即可獲得輔助服務補償。補償價格方面，各地區(qū)的補償價格差距有所縮小，征求意見稿中各地區(qū)對同一輔助品種的補償標準差異明顯，正式稿中將廣西、貴州、云南的的個別補償價格提高，縮小了與廣東的價差。
華中能監(jiān)局分別發(fā)布《湖北電力調頻輔助服務市場交易規(guī)則（征求意見稿）》、《江西電力調頻輔助服務市場交易規(guī)則（征求意見稿）》、《重慶電力調頻輔助服務市場交易規(guī)則（征求意見稿）》。三個不同地區(qū)的調頻交易規(guī)則幾乎一致，準入門檻放方面：容量0.5萬千瓦及以上，持續(xù)時間1小時以上的獨立儲能電站及儲能裝置，同時允許儲能聯(lián)合火電、風電、光伏參與調頻輔助服務；補償費用方面，調頻市場補償費用包括調頻容量補償、調頻里程補償兩個部分，其中調頻里程申報價格上下限分別為15元/MW、5元/MW。調頻容量補償價格市場初期暫定為日前3元/MW，日內15元/MW。里程補償公式=里程總和*里程出清價格*K*調節(jié)系數(shù)（其中火電的調節(jié)系數(shù)取1，水電調節(jié)系數(shù)是0.8，儲能及火儲、風儲、光儲調節(jié)系數(shù)取0.7）；綜合調頻性能指標方面，綜合指標K=響應時間?調節(jié)速率?調節(jié)精度，其中儲能的標準響應時間為2秒，市場初期暫定綜合指標K的上限為3.5。
虛擬電廠方面，山西能源局發(fā)布《虛擬電廠建設與運營管理實施方案》，文件按照虛擬電廠聚合優(yōu)化的資源類別不同，將虛擬電廠分為兩類。一類為“負荷類”虛擬電廠，另一類為“源網(wǎng)荷儲一體化”虛擬電廠，兩類虛擬電廠在參與市場形態(tài)、 提供服務類別、運營資格、參與的交易市場等方面存在差異。
