中國儲能網(wǎng)訊：近期吉林省能源局印發(fā)了《新型儲能建設(shè)實施方案（試行）》(以下簡稱《實施方案》）。
《實施方案》制定了十四五新型儲能發(fā)展目標(biāo)，力爭到“十四五”末，新型儲能規(guī)模達(dá)到50萬千瓦以上，綜合儲能時長不低于2小時。也即儲能規(guī)模達(dá)到1GWh。
另外，《實施方案》對于新能源配儲、儲能容量租賃及參考價、儲能調(diào)用次數(shù)、儲能參與調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)等都做出了詳細(xì)規(guī)定。其中與集中式儲能（獨(dú)立共享儲能）收益相關(guān)的條例如下表所示。
需要注意的是，《實施方案》明確規(guī)定，儲能電站參與電力市場獲取運(yùn)營收益，運(yùn)營單位計取少量運(yùn)營管理費(fèi)用后，按新能源企業(yè)租賃儲能示范項目容量份額，等比例返還新能源企業(yè)或抵扣下一年度容量租賃費(fèi)用。
這一條款顯然將大為降低集中式儲能電站運(yùn)營方/投資方從市場中獲取收益的水平，因此《實施方案》提出的240~270元/千瓦時·年的容量租賃參考價，將成為儲能電站獲得收益的最主要來源。
一個100MW/200MWh的儲能電站，按照以上租賃參考價，全年可獲得的租賃費(fèi)用為4800-5400萬元。如按照1.5元/Wh的造價進(jìn)行核算，僅計算租賃費(fèi)用收入的前提下，該電站的全投資收益率約為7-9%之間。
5月份發(fā)布的《實施方案（征求意見稿）》中曾制定的容量租賃參考價為337 元/kWh·年，盡管此次試行文件中，容量租賃參考價已經(jīng)降低，但顯然仍舊處于較高的水平。較高的租賃費(fèi)用下，新能源企業(yè)是否愿意為租賃買單，還是選擇自行建設(shè)儲能電站？投資者幾乎完全依靠租賃費(fèi)用回收成本，是否愿意投資儲能電站？都需觀察。
《新型儲能建設(shè)實施方案（試行）》中一些重要的條款如下。
為實現(xiàn)發(fā)展目標(biāo)，《實施方案》對2023年之前、之后批復(fù)的新能源項目配置儲能做出了相關(guān)規(guī)定：
2023年之前批復(fù)的存量新能源項目中要求配置的儲能作為第一批集中式儲能示范項目，總規(guī)模約300MW/800MWh。且：
儲能技術(shù)路線采用：鉛碳電池儲能示范項目100MW；磷酸鐵鋰電池儲能示范項目100MW；全釩液流電池儲能示范項目100MW。
同步發(fā)展氫 (氨) 儲能。
結(jié)合新型電力系統(tǒng)建設(shè)需求推動多種儲能技術(shù)聯(lián)合應(yīng)用，開展復(fù)合型儲能試點示范。
自2023年起新增新能源項目，原則上按15%裝機(jī)規(guī)模配置儲能，充電時長2小時以上；鼓勵采用集中共享方式；市場化并網(wǎng)新能源項目，配建新型儲能的容量比例和時長適度加大。
在建設(shè)思路方面，《實施方案》明確吉林省：
電網(wǎng)側(cè)新型儲能建設(shè)以“大規(guī)模集中共享儲能”為主，統(tǒng)一專業(yè)化運(yùn)維，鼓勵社會資本投資。
用戶側(cè)儲能方面，支持工商業(yè)企業(yè)、產(chǎn)業(yè)園區(qū)等用戶因地制宜配置新型儲能設(shè)施，提升電力自平衡能力。
省能源局將統(tǒng)籌規(guī)劃全省集中共享式儲能電站發(fā)展，優(yōu)選集中共享新型儲能的技術(shù)路線，并確定新型儲能建設(shè)方案和建設(shè)規(guī)模。
新能源發(fā)電企業(yè)可通過租賃或購買儲能項目的容量滿足其發(fā)電項目配置儲能要求。租賃協(xié)議或購買合同需與新能源全壽命周期相匹配，并將作為新能源發(fā)電項目并入電網(wǎng)的前置條件。
集中式儲能應(yīng)先于新能源發(fā)電項目并網(wǎng)。2023年之前批復(fù)的要求配置儲能的存量新能源項目，如果未在2023年底前與第一批集中式儲能示范項目開發(fā)企業(yè)或運(yùn)營單位簽訂長期租賃或購買合同，將對其采取限電、增量項目不予并網(wǎng)等措施，所屬企業(yè)取消參與年度競爭性配置等資格。
另外，此次《實施方案》試行稿，明確了集中式儲能和用戶側(cè)儲能等支持政策共9條，與此前征求意見稿相比，增加了集中式儲能調(diào)用次數(shù)、示范項目充放電價格，而此前征求意見稿的核心，調(diào)峰補(bǔ)償條款已去除。
具體支持政策如下：
1.給予集中式儲能電站獨(dú)立市場主體身份，并納入電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度。優(yōu)化儲能調(diào)度運(yùn)行機(jī)制，科學(xué)優(yōu)先調(diào)用。
2.運(yùn)營初期，示范項目充電參與電力中長期交易，由市場定價，放電參照我省燃煤基準(zhǔn)價執(zhí)行，由電網(wǎng)統(tǒng)一收購，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加。
3.提高集中式儲能電站調(diào)度頻次，前50萬千瓦項目每年調(diào)用完成全充放電次數(shù)原則上不低于300次。
4.支持集中式儲能電站按照東北能源監(jiān)管局輔助服務(wù)管理相關(guān)規(guī)定參與調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)市場，具體遵照《東北電力輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則》執(zhí)行。待省內(nèi)電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行后，逐步推動儲能項目參與電力現(xiàn)貨市場交易。
5.儲能設(shè)備租賃費(fèi)或購買服務(wù)價格實行參考價機(jī)制，用于回收示范項目投資建設(shè)成本和運(yùn)維成本。首批示范項目綜合單位容量租賃費(fèi)參考價240~270元/千瓦時·年。實際租賃費(fèi)用根據(jù)項目決算審計金額，由租賃雙方通過租賃協(xié)議約定。
6.利用現(xiàn)有資金渠道對集中式儲能項目給予適當(dāng)財政補(bǔ)貼。
7.儲能電站參與電力市場獲取運(yùn)營收益，運(yùn)營單位計取少量運(yùn)營管理費(fèi)用后，按新能源企業(yè)租賃儲能示范項目容量份額，等比例返還新能源企業(yè)或抵扣下一年度容量租賃費(fèi)用。
8.后續(xù)集中式儲能項目參照第一批集中式儲能示范項目政策執(zhí)行。
9.鼓勵用戶側(cè)儲能項目利用雙向互動智能充放電技術(shù)參與電力市場調(diào)節(jié)，通過低存高放實現(xiàn)分時電價管理，降低用戶用電成本，同時響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)節(jié)需求。
文件原文見下。
