推動新型儲能參與多類型電力輔助服務。新型儲能調用補償價格參照燃煤機組30%—40%負荷率時的調峰輔助服務交易價格執(zhí)行,下限暫定為0.396元/千瓦時。
健全新型儲能價格機制。獨立儲能電站向電網送電的,其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。優(yōu)化完善峰谷電價政策,適時適度拉大峰谷價差。鼓勵進一步擴大電力中長期市場、現(xiàn)貨市場交易價格上下浮動幅度,指導獨立儲能簽訂頂峰時段和低谷時段帶曲線的電量、電價合約,為用戶側儲能發(fā)展創(chuàng)造空間。
強化調度運行管理。充分發(fā)揮儲能設備的效益,新型儲能有效全容量調用充放電次數(shù)原則上不低于300次/年。加大新型儲能示范項目支持力度,2023年6月底前全部建成投運的集中共享新型儲能有效全容量調用充放電次數(shù)不低于330次/年。
對于未按承諾履行新型儲能建設責任,或未按承諾比例租賃新型儲能容量的新能源企業(yè),按照未完成儲能容量對應新能源容量規(guī)模的2倍予以扣除對應新能源投資主體已并網項目的并網發(fā)電容量。
集中共享新型儲能原則上容量不低于10萬千瓦,額定功率下連續(xù)放電時間不低于2小時,完全充放電次數(shù)不低于6000次,充放電深度不低于90%。利用自有場地建設的,裝機規(guī)??蛇m當降低,但不應低于5萬千瓦。
原文如下:
廣西壯族自治區(qū)發(fā)展和改革委員會關于公開征求《加快推動廣西新型儲能示范項目 建設的實施意見》意見的公告
為貫徹落實《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》《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》要求,自治區(qū)發(fā)展改革委組織編制了《加快推動廣西新型儲能示范項目建設的實施意見》?,F(xiàn)公開征求社會意見,公告期自2022年12月7日起至2022年12月20日止。社會各界人士如有意見建議,可在公告期內通過在線征集或電子郵件向自治區(qū)發(fā)展改革委反映,電子郵箱:fgwdlc@gxi.gov.cn。
附件:加快推動廣西新型儲能示范項目建設的實施意見(征求意見稿)
廣西壯族自治區(qū)發(fā)展和改革委員會
2022年12月7日
加快推動廣西新型儲能示范項目建設的實施意見
(征求意見稿)
為建立適應新型儲能參與的市場機制,加快推動先進儲能技術示范應用,加快推動廣西新型儲能發(fā)展,根據(jù)《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》(發(fā)改能源規(guī)〔2021〕1051號)、《國家能源局關于印發(fā)〈新型儲能項目管理規(guī)范(暫行)〉的通知》(國能發(fā)科技規(guī)〔2021〕47號)、《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于印發(fā)〈“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案〉的通知》(發(fā)改能源〔2022〕209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用的通知》(發(fā)改辦運行〔2022〕475號)等文件要求,結合我區(qū)實際,制定如下意見。(征求意見稿)
一、加快新型儲能市場化發(fā)展
(一)明確新型儲能示范項目作為獨立儲能的市場主體地位。優(yōu)先確定納入自治區(qū)集中共享新型儲能示范項目作為獨立儲能的市場地位。示范項目在滿足具備獨立計量、控制等技術條件,接入調度自動化系統(tǒng)可被電網監(jiān)控和調度,符合相關標準規(guī)范以及電力市場主管部門制定的準入條件后,認定為獨立主體參與電力市場。
(二)積極推動獨立儲能參與電力市場。獨立儲能項目充電時作為電力用戶、放電時作為發(fā)電主體,按市場價格機制及交易規(guī)則結算。在廣西電力現(xiàn)貨市場正式運行前,獨立儲能項目主要參與電力輔助服務市場與電力中長期市場交易;電力現(xiàn)貨市場正式運行后,及時制定和完善獨立儲能參與中長期市場交易、輔助服務市場交易、現(xiàn)貨市場交易的具體規(guī)則,推動獨立儲能簽訂頂峰時段和低谷時段市場合約,充分發(fā)揮移峰填谷和頂峰發(fā)電作用。
(三)建立新型儲能容量租賃制度。鼓勵市場化并網新能源項目在全區(qū)范圍內以容量租賃模式配置儲能需求。支持新型儲能項目投資建設企業(yè)通過容量租賃費回收建設成本并獲得合理收益。納入首批示范項目的新型儲能年容量租賃費價格參考區(qū)間為160—230元/千瓦時。新型儲能投資建設企業(yè)完全享有租賃容量的收益權。市場化并網新能源項目應和新型儲能項目投資建設企業(yè)簽訂與新能源項目全壽命周期相匹配的協(xié)議或合同。
(四)推動新型儲能參與多類型電力輔助服務。新型儲能按照《南方區(qū)域電力并網運行管理實施細則》《南方區(qū)域電力輔助服務管理實施細則》(以下簡稱“兩個細則”)等有關規(guī)定參與輔助服務市場。新型儲能調用補償價格參照燃煤機組30%—40%負荷率時的調峰輔助服務交易價格執(zhí)行,下限暫定為0.396元/千瓦時。已通過容量租賃模式配置儲能的市場化并網新能源項目,暫不參與調峰輔助服務費用分攤,后期視情況調整。推進新型儲能參與調頻輔助服務交易,鼓勵新型儲能參與調壓、黑啟動、備用等輔助服務交易。
(五)健全新型儲能價格機制。獨立儲能電站向電網送電的,其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。優(yōu)化完善峰谷電價政策,適時適度拉大峰谷價差。鼓勵進一步擴大電力中長期市場、現(xiàn)貨市場交易價格上下浮動幅度,指導獨立儲能簽訂頂峰時段和低谷時段帶曲線的電量、電價合約,為用戶側儲能發(fā)展創(chuàng)造空間。探索將電網替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收。
二、推動新型儲能規(guī)模化發(fā)展
(一)鼓勵新型儲能規(guī)模化集中化發(fā)展。
支持各類市場主體圍繞支撐市場化并網新能源項目建設、緩解高峰負荷供電壓力、延緩輸配電擴容升級、提升電網調節(jié)和新能源消納、提升電力應急保障等多元需求,投資建設一批大、中型集中式新型儲能示范電站,優(yōu)先發(fā)揮新型儲能“一站多用”的作用。鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)通過合建、租賃、購買等方式落實儲能配置要求。
(二)有序引導新型儲能項目布局建設。
加強新型儲能項目規(guī)劃引導,按照《新型儲能項目管理規(guī)范(暫行)》有關要求,在國土空間規(guī)劃指導下,優(yōu)先在新能源棄電高風險地區(qū)、新能源大規(guī)模匯集地區(qū)、電網安全穩(wěn)定運行水平不高的關鍵節(jié)點,綜合考慮城鄉(xiāng)發(fā)展、消防安全、交通運輸、水文地質等要求進行科學布局,合理規(guī)劃。建立全區(qū)集中式新型儲能項目規(guī)劃儲備庫,定期滾動更新。根據(jù)新能源發(fā)展與電力系統(tǒng)調節(jié)能力需求,由自治區(qū)能源主管部門分批次安排新型儲能項目示范建設。
三、加強制度執(zhí)行
(一)健全新型儲能項目備案管理。新型儲能項目實施屬地備案管理。新建集中式新型儲能項目須納入自治區(qū)新型儲能發(fā)展規(guī)劃項目庫統(tǒng)一管理,并實施滾動調整。各設區(qū)市發(fā)展改革委定期將轄區(qū)內備案的新型儲能項目報送至自治區(qū)發(fā)展改革委并抄送國家能源局南方監(jiān)管局,項目備案內容、項目變更、建設要求等按國能發(fā)科技規(guī)〔2021〕47號文件執(zhí)行。
(二)加強并網管理。電網企業(yè)應根據(jù)新型儲能項目規(guī)劃布局,按照《電網公平開放監(jiān)管辦法》要求,統(tǒng)籌開展電網規(guī)劃和建設。建立優(yōu)化適應匹配新型儲能項目建設周期的接網工程項目建設管理流程,加快出臺新型儲能并網接入技術要求,明確并網接入、調試驗收流程與工作時限,公平無歧視為新型儲能項目提供電網接入服務。對于按要求完成調峰儲能能力建設的企業(yè),電網企業(yè)要認真做好相應匹配規(guī)模新能源并網接入工作。
(三)強化調度運行管理。加快制定新型儲能電站調度運行管理有關規(guī)則,堅持以市場化方式優(yōu)化儲能調度運行,在同等條件下優(yōu)先調用新型儲能設施。充分發(fā)揮儲能設備的效益,新型儲能有效全容量調用充放電次數(shù)原則上不低于300次/年。加大新型儲能示范項目支持力度,2023年6月底前全部建成投運的集中共享新型儲能有效全容量調用充放電次數(shù)不低于330次/年。為保障電力可靠供應和電網安全穩(wěn)定,在電力供應緊張等特殊時段,可采取臨時統(tǒng)一調度運行的措施,并按兩個細則的相關規(guī)定予以補償。
(四)建立健全新型儲能安全管理體系。建立涵蓋新型儲能規(guī)劃設計、施工調試、檢測認證、安全防控、應急處置、質量監(jiān)管和環(huán)保監(jiān)督等全過程的安全管理體系。接入全國新型儲能大數(shù)據(jù)平臺,加強對新型儲能項目運營情況的全方位監(jiān)督、評價。各有關市、縣要嚴格落實屬地責任,加強項目安全督促指導和監(jiān)督檢查。項目業(yè)主要嚴格履行安全生產主體責任,遵守安全生產法律法規(guī)和標準規(guī)范,落實全員安全生產責任制,建立健全風險分級管理和隱患排查治理雙重預防體系。自治區(qū)安全主管部門應抓緊制定相關安全管理規(guī)定。
(五)嚴格儲能容量配置情況考核及調峰能力認定。對于未按承諾履行新型儲能建設責任,或未按承諾比例租賃新型儲能容量的新能源企業(yè),自治區(qū)能源主管部門按照未完成儲能容量對應新能源容量規(guī)模的2倍予以扣除對應新能源投資主體已并網項目的并網發(fā)電容量。新型儲能電站項目原則上按照裝機規(guī)模認定調峰能力,購買儲能服務或租賃儲能容量的,根據(jù)合同中簽訂的調峰能力進行確認,對于發(fā)現(xiàn)未足額建設儲能設施的企業(yè),在計算調峰能力時按照未完成容量的2倍予以扣除。
(六)嚴格儲能設備應用標準。落實國家、行業(yè)儲能有關標準體系,強化與現(xiàn)行能源電力等相關標準的有效銜接,適時制定地方標準。新型儲能電站應具備獨立計量、控制等技術條件,接入調度自動化系統(tǒng)可被電網監(jiān)控和調度,集中共享新型儲能原則上容量不低于10萬千瓦,額定功率下連續(xù)放電時間不低于2小時,完全充放電次數(shù)不低于6000次,充放電深度不低于90%。利用自有場地建設的,裝機規(guī)??蛇m當降低,但不應低于5萬千瓦。
(七)強化新型儲能項目技術監(jiān)督。項目并網驗收前,按照國家能源局《關于加強電化學儲能電站安全管理的通知》有關要求,完成電站主要設備及系統(tǒng)的型式試驗、整站測試和并網檢測,涉網設備應符合電網安全運行相關技術要求。建設單位應做好項目運行狀態(tài)監(jiān)測工作,投運的前三年每年應進行涉網性能檢測,三年后每年進行一次包括涉網性能檢測在內的整站檢測,在項目達到設計壽命或安全運行狀況不滿足相關技術要求時,應及時組織論證評估和整改工作;經整改后仍不滿足相關要求的,應及時采取項目退役措施,并及時報告原備案機關及其他相關單位。
本實施意見自印發(fā)之日起實施,有效期至2025年12月31日。根據(jù)全區(qū)新型儲能發(fā)展建設情況適時調整。
原標題:廣西新型儲能項目建設:容量租賃160-230元/度!調峰下限0.396元/度