中國儲能網(wǎng)訊：6月28日，河南省人民政府辦公廳發(fā)布了《關(guān)于加快新型儲能發(fā)展的實施意見》?！兑庖姟分忻鞔_指出，到2025年，河南省新能源項目配套儲能規(guī)模達到470萬千瓦以上，用戶側(cè)儲能規(guī)模達到30萬千瓦以上；新型儲能規(guī)模達到500萬千瓦以上，力爭達到600萬千瓦。
2025年年底前迎峰度冬、迎峰度夏期間，獨立儲能項目在高峰（含尖峰）時段放電的，由電網(wǎng)企業(yè)收購，上網(wǎng)電價按照當月煤電市場化交易均價的1.64倍執(zhí)行；充電時，可選擇由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，其各時段充電電量享受分時電價政策。
獨立儲能項目參與電力輔助服務(wù)市場交易時，調(diào)峰補償價格報價上限暫定為0.3元/千瓦時。
河南發(fā)改委要按年度發(fā)布容量租賃參考價（2023年磷酸鐵鋰儲能電站容量租賃參考價不超過200元/千瓦時·年），鼓勵新能源企業(yè)和獨立儲能項目企業(yè)根據(jù)當年租賃參考價簽訂10年以上長期租賃協(xié)議。
對于新能源項目配建非獨立儲能和用戶側(cè)的非獨立儲能規(guī)模在1MWh以上的儲能項目，投入使用并通過核查驗收后，省財政在下一年度給予一次性獎勵，2023年、2024年、2025年獎勵標準分別為140元/千瓦時、120元/千瓦時、100元/千瓦時。
在調(diào)度方面，文件明確提出：提高獨立儲能項目調(diào)度頻次，獨立儲能項目每年調(diào)用完全充放電次數(shù)原則上不低于350次；在電力供應(yīng)緊張等特殊時段發(fā)揮作用的，視情況對獨立儲能電站給予適當補償。同一調(diào)度區(qū)域內(nèi)，優(yōu)先調(diào)度儲能配比高的新能源項目，容量比例相同的情況下優(yōu)先調(diào)度儲能時長長的新能源項目。
原文如下：
河南省人民政府辦公廳關(guān)于加快新型儲能發(fā)展的實施意見
豫政辦〔2023〕25號
各省轄市人民政府，濟源示范區(qū)、航空港區(qū)管委會，省人民政府各部門：
為促進新能源與新型儲能深度融合，加快推動我省儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展和科技創(chuàng)新，助力構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，經(jīng)省政府同意，現(xiàn)提出如下實施意見，請認真貫徹落實。
一、總體要求
（一）指導(dǎo)思想。以習(xí)近平新時代中國特色社會主義思想為指導(dǎo)，全面貫徹落實黨的二十大精神，完整準確全面貫徹新發(fā)展理念，深入落實“四個革命、一個合作”能源安全新戰(zhàn)略，圍繞碳達峰碳中和目標要求，錨定“兩個確?！?，全面實施“十大戰(zhàn)略”，加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，著力推動新型儲能與新能源融合發(fā)展，著力健全市場化運營機制，著力推動儲能科技進步，著力完善政策制度，促進新型儲能規(guī)?；?、高質(zhì)量發(fā)展，提升電力系統(tǒng)安全保障能力。
（二）發(fā)展目標。到2025年，全省新能源項目配套儲能規(guī)模達到470萬千瓦以上，用戶側(cè)儲能規(guī)模達到30萬千瓦以上；新型儲能規(guī)模達到500萬千瓦以上，力爭達到600萬千瓦。
二、加強新能源和新型儲能融合發(fā)展
（一）新能源項目合理配置新型儲能設(shè)施。2021年及以后我省年度風(fēng)光開發(fā)方案中的新能源項目，要嚴格按照開發(fā)方案中承諾的儲能配比配置儲能設(shè)施，儲能設(shè)施投運時間應(yīng)不晚于新能源項目投運時間；如未投運，電網(wǎng)不得調(diào)度和收購其電力電量。鼓勵已并網(wǎng)的存量新能源項目按照不低于裝機功率的10%、時長不少于2小時的要求配置新型儲能設(shè)施，項目企業(yè)后續(xù)開發(fā)新能源項目時，其存量項目配置的儲能容量可與新建項目配套的儲能容量疊加參與競爭排名。同一調(diào)度區(qū)域內(nèi)，優(yōu)先消納儲能配比高、時長長的新能源項目電力電量。
（二）鼓勵電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)建設(shè)新型儲能設(shè)施。鼓勵在調(diào)峰調(diào)頻困難或電壓支撐能力不足的大電網(wǎng)關(guān)鍵節(jié)點建設(shè)新型儲能設(shè)施，提高電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行水平；鼓勵增量配網(wǎng)和智能微網(wǎng)等建設(shè)新型儲能設(shè)施，提高新能源消納水平。支持工業(yè)、通信、金融、互聯(lián)網(wǎng)等對供電可靠性要求高的電力用戶因地制宜配置新型儲能設(shè)施，提升電力自平衡能力；鼓勵黨政機關(guān)、數(shù)據(jù)中心等重要電力用戶建設(shè)一批移動式或固定式新型儲能設(shè)施，提升應(yīng)急供電保障能力。鼓勵發(fā)展戶外儲能設(shè)施。
（三）重點發(fā)展大型獨立儲能電站。發(fā)揮大型儲能電站調(diào)節(jié)能力強、易于調(diào)度、方便管理等優(yōu)勢，重點建設(shè)容量不低于10萬千瓦時的獨立儲能電站。存量新能源項目增配的儲能設(shè)施，原則上按照大型獨立儲能電站標準進行建設(shè)。新能源項目已配建的新型儲能設(shè)施，按照自愿原則，在具有獨立法人資格，具備獨立計量、控制等技術(shù)條件，達到相關(guān)標準規(guī)范和電力市場運營機構(gòu)等有關(guān)方面要求，并接入調(diào)度自動化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調(diào)度的基礎(chǔ)上，可轉(zhuǎn)為獨立儲能設(shè)施。
（四）支持新能源項目租賃獨立儲能容量。鼓勵我省2021、2022年年度風(fēng)光開發(fā)方案中的新能源企業(yè)采用租賃或共建共享方式配建儲能設(shè)施。支持存量新能源項目優(yōu)先通過租賃大型獨立儲能電站容量實現(xiàn)儲備調(diào)節(jié)功能。對2023年及以后申請納入年度風(fēng)光開發(fā)方案的新能源項目，租賃獨立儲能項目容量并簽訂10年以上長期租賃協(xié)議的，同等條件下優(yōu)先納入。長時（超過2小時）儲能項目容量租賃給新能源項目時，可按照比例折算到2小時系統(tǒng)功率。儲能項目建成投產(chǎn)6個月后，匹配的新能源項目仍未建成的，相應(yīng)的儲能容量可重新選擇新能源企業(yè)進行租賃。
三、健全市場化運營機制
（一）完善獨立儲能項目價格政策。在進入電力現(xiàn)貨市場前，獨立儲能項目放電、充電時，原則上分別作為發(fā)電和用電市場主體參與中長期交易。2025年年底前迎峰度冬、迎峰度夏期間，獨立儲能項目按照電網(wǎng)調(diào)度指令在高峰（含尖峰）時段放電的，由電網(wǎng)企業(yè)收購，上網(wǎng)電價按照當月煤電市場化交易均價的1.64倍執(zhí)行；充電時，可選擇由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，其各時段充電電量享受分時電價政策。獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，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。進入電力現(xiàn)貨市場后，獨立儲能電站用電電價、上網(wǎng)電價按照現(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結(jié)算。我省規(guī)定與國家今后出臺的儲能電價政策不一致的，按照國家政策予以調(diào)整。
（二）支持獨立儲能項目參與電力輔助服務(wù)市場。獨立儲能項目參與電力輔助服務(wù)市場交易時，按照我省火電機組第一檔調(diào)峰輔助服務(wù)交易價格優(yōu)先出清，調(diào)峰補償價格報價上限暫定為0.3元/千瓦時。已并網(wǎng)的存量新能源項目按照要求配置儲能設(shè)施并達到獨立儲能運行條件要求的，參與輔助服務(wù)分攤時給予一定減免。
（三）建立獨立儲能容量共享租賃制度。省發(fā)展改革委要按年度發(fā)布容量租賃參考價（2023年磷酸鐵鋰儲能電站容量租賃參考價不超過200元/千瓦時·年），鼓勵新能源企業(yè)和獨立儲能項目企業(yè)根據(jù)當年租賃參考價簽訂10年以上長期租賃協(xié)議。儲能項目容量在河南電力交易中心統(tǒng)一登記備案，容量可根據(jù)調(diào)峰需求由新能源企業(yè)在全省范圍內(nèi)租賃使用。河南電力交易中心按月度組織租賃交易，交易結(jié)果作為新能源企業(yè)配置儲能容量的依據(jù)。
（四）落實用戶側(cè)儲能峰谷電價政策。儲能設(shè)施充電執(zhí)行谷段電價政策，每日23時至次日7時谷段時間充電時，谷段電價按平段電價的41%執(zhí)行，其中，每年1月、7月、8月、12月谷段電價按平段電價的47%執(zhí)行。上述政策如有調(diào)整，按調(diào)整后的政策執(zhí)行。政府性基金及附加、容（需）量電價不參與浮動。
（五）優(yōu)化調(diào)度運行機制。提高獨立儲能項目調(diào)度頻次，獨立儲能項目每年調(diào)用完全充放電次數(shù)原則上不低于350次；為保障電力可靠供應(yīng)和電網(wǎng)安全穩(wěn)定，在電力供應(yīng)緊張等特殊時段發(fā)揮作用的，視情況對獨立儲能電站給予適當補償。同一調(diào)度區(qū)域內(nèi)，優(yōu)先調(diào)度儲能配比高的新能源項目，容量比例相同的情況下優(yōu)先調(diào)度儲能時長長的新能源項目。
四、加快新型儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展和技術(shù)創(chuàng)新
（一）促進新型儲能產(chǎn)業(yè)協(xié)同發(fā)展。引進培育具有自主知識產(chǎn)權(quán)和核心競爭力的儲能骨干企業(yè)，聚焦建鏈、補鏈、延鏈、強鏈，推動“材料—電池—終端—檢測—回收”全產(chǎn)業(yè)鏈協(xié)同發(fā)展。以鋰離子電池為重點，支持鄭州、洛陽、新鄉(xiāng)、焦作等地做大做強新能源電池核心產(chǎn)業(yè)，打造全國重要的新能源電池及材料研發(fā)生產(chǎn)基地；支持開封、許昌、三門峽、南陽、駐馬店等地立足產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)差異化發(fā)展，打造新能源電池特色產(chǎn)業(yè)集群。
（二）加強新型儲能關(guān)鍵技術(shù)研發(fā)。開展磷酸鐵鋰電池、鈉離子電池、新型鋰離子電池、鉛炭電池、液流電池、壓縮空氣、廢棄礦井（洞）儲能等儲能關(guān)鍵核心技術(shù)攻關(guān)，推動產(chǎn)學(xué)研用各環(huán)節(jié)有機融合，鼓勵電池頭部企業(yè)在豫設(shè)立研發(fā)機構(gòu)，加快創(chuàng)新成果轉(zhuǎn)化，提升新型儲能領(lǐng)域創(chuàng)新能力。鼓勵設(shè)立市場化的新型儲能科技創(chuàng)新基金，將符合條件的新型儲能企業(yè)納入省天使風(fēng)投創(chuàng)投基金備投項目庫，引導(dǎo)政府投資基金、創(chuàng)投基金提供股權(quán)融資支持，撬動社會資本加大對儲能前沿技術(shù)研究的投入力度，激發(fā)企業(yè)內(nèi)生動力和創(chuàng)新活力。
（三）開展先進技術(shù)試點示范。承擔(dān)省級及以上重大科技專項的新型儲能項目配套建設(shè)的新能源項目，同等條件下優(yōu)先納入年度風(fēng)光開發(fā)方案。
五、完善新型儲能政策保障制度
（一）加大財政支持力度。對于新能源項目配建非獨立儲能和用戶側(cè)的非獨立儲能規(guī)模在1000千瓦時以上的儲能項目，投入使用并通過核查驗收后，省財政在下一年度給予一次性獎勵，2023年、2024年、2025年獎勵標準分別為140元/千瓦時、120元/千瓦時、100元/千瓦時。
（二）建立健全儲能金融體系。強化綠色金融政策保障，建立新型儲能項目融資對接項目庫，加大專項再貸款支持力度，引導(dǎo)銀行業(yè)金融機構(gòu)創(chuàng)新專項信貸產(chǎn)品和服務(wù)、提供優(yōu)惠利率，鼓勵融資利率參照同期專項債項目利率執(zhí)行。支持電池企業(yè)創(chuàng)新開展儲能設(shè)備租賃業(yè)務(wù)或以設(shè)備直接入股、合同能源管理等方式參與儲能項目建設(shè)，探索多樣化商業(yè)模式。
（三）強化新型儲能項目技術(shù)監(jiān)督。新型儲能項目并網(wǎng)驗收前要按照要求完成主要設(shè)備及系統(tǒng)的型式試驗、整站調(diào)試試驗，并網(wǎng)后要及時完成并網(wǎng)檢測。獨立儲能項目要接入電力調(diào)度平臺，開展在線運行監(jiān)測。
（四）嚴格儲能容量配置情況考核。新能源項目投產(chǎn)后，配建或租賃的儲能設(shè)施未達到項目承諾水平的，按照未完成儲能容量對應(yīng)新能源容量規(guī)?？鄢洳⒕W(wǎng)容量。配套的儲能項目晚于新能源項目建成投產(chǎn)的，由儲能項目企業(yè)承擔(dān)其滯后期間新能源場站發(fā)電損失。
（五）加快獨立儲能項目建設(shè)。對符合《國土空間調(diào)查、規(guī)劃、用途管制用地用海分類指南（試行）》中公用設(shè)施（供電）用地要求的儲能項目，支持其使用公用設(shè)施（供電）用地，由項目所在地按照規(guī)定辦理土地調(diào)規(guī)手續(xù)。獨立儲能項目配套電網(wǎng)送出工程建設(shè)事宜參照我省已出臺的新能源配套送出工程建設(shè)有關(guān)規(guī)定執(zhí)行，儲能企業(yè)自建的配套送出工程建成并穩(wěn)定運行后，由省電力公司及時回購。
省發(fā)展改革委要充分發(fā)揮統(tǒng)籌作用，省工業(yè)和信息化廳、科技廳、財政廳、自然資源廳、地方金融監(jiān)管局和國家能源局河南監(jiān)管辦等部門及省電力公司要按照職責(zé)分工細化政策舉措。2023年迎峰度夏前，國家能源局河南監(jiān)管辦要出臺支持儲能參與電力輔助服務(wù)交易的實施細則；省電力公司要出臺獨立儲能并網(wǎng)接入細則和電力調(diào)度管理規(guī)范；省電力交易中心要建成投運儲能容量交易平臺，并制定儲能容量市場化交易方案。各地要完善相關(guān)配套政策，切實推動各項政策落實。
