宁夏拟降低独立储能充电成本，新能源配储要求升级

　　7月31日，宁夏发展改革委发布《自治区发展改革委关于促进储能健康发展的通知(征求意见稿)》，意见稿从储能项目布局、项目管理、弃电优先控制、优先发电计划、容量租赁、电力市场机制、储能结算等方面作出明确规定。其中在储能结算机制方面，通知指出，独立储能上网对应的充电量免收输配电价、系统运行、线损及政府附加费用，此外严格要求新能源配储。

　　严格要求新能源配储，支持配建长时储能

　　增量新能源项目配储租赁到期后未续租的，视同不满足配储要求，不符合并网条件，在重新完成配储前暂停调用。

　　存量新能源项目未配储或配储租赁到期后未续租的，在新能源消纳困难时优先弃电至装机容量的10%。并网新能源项目未配储时间超过30天的，重新续租或自建时，按原配储比例2倍规模配置(时长不变)。

　　新能源场站通过容量租赁配储的，租赁合同期限原则上不低于1年。自建或签订多年(3年及以上)租赁合同的新能源场站，增加优先发电计划安排。

　　支持容量超过电化学储能容量2倍及以上的长时、安全、高效储能建设，新能源企业与该类储能签订租赁合同时，按其功率的1.2倍折算配储规模。

　　完善电力市场机制，降低独立储能充电成本

　　现货市场连续运营前，在储能参与中长期电能量市场的同时，可同步享受调峰辅助服务补偿，中长期电能量合同按照“照付不议、偏差结算”的原则结算，调峰价格按西北能源监管局和我委出台文件为准。现货市场连续运营运行后，储能可参与现货电能量交易及调频辅助服务交易，推动建立储能容量补偿机制，鼓励储能产业健康平稳发展。

　　独立储能损耗电量承担输配电价(免收基本电费)、系统运行费、上网环节线损费用和政府性基金及附加，上网电量对应的下网电量不承担上述费用。下网无功电量执行功率因数调整电费。参与中长期电能量市场前，上下网电量执行火电基准电价(0.2595元/千瓦时);参与中长期或现货市场后，上下网电量执行电能量市场交易价格。调峰、调频等辅助服务补偿价格执行国家及自治区相关规则。

自治区发展改革委关于公开征求《自治区发展改革委关于促进储能健康发展的通知(征求意见稿)》意见的公告

　　根据国家发展改革委、国家能源局《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》(发改价格〔2024〕196号)，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运行的通知》(发改办运行〔2022〕475号)有关要求，结合我区储能发展实际，我委研究起草了《自治区发展改革委关于促进储能健康发展的通知(征求意见稿)》，现面向社会公开征求意见。欢迎各界人士通过网络提出修改意见或建议，反馈至邮箱：nengyuan_nx@126.com，截止日期为2024年8月2日。

　　感谢您的参与和支持!

　　宁夏回族自治区发展改革委

　　2024年7月31日

　　(此件公开发布)

　　自治区发展改革委关于促进储能健康发展的通知(征求意见稿)

　　为了促进储能项目建设，丰富储能运营方式、发挥储能调节作用、保障新型储能合理高效利用，按照国家发展改革委、国家能源局《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》(发改价格〔2024〕196号)，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运行的通知》(发改办运行〔2022〕475号)有关要求，结合我区储能发展实际，进一步明确新型储能市场地位，引导行业健康发展，现将有关事项通知如下。

　　一、优化储能项目布局。国网宁夏电力公司结合我区电网实际，研究制定独立储能电站规划布局指引，在新能源富集地区、负荷中心地区合理划定推荐区域，县区备案部门根据储能项目规划布局指引，指导优化储能项目备案选址。

　　二、优化储能项目管理。组织各县区及时评估“审而未建”储能项目的建设条件，对备案项目进行排查，清理一批接入意见逾期的项目，严格执行新备案项目电网接入意见有效期一年规定，为增量项目释放电网接入资源。

　　三、严格执行弃电优先控制。增量新能源项目(2022年1月1日后并网)配储租赁到期后未续租的，视同不满足配储要求，不符合并网条件，在重新完成配储前暂停调用。存量新能源项目(2021年12月31日前并网)未配储或配储租赁到期后未续租的，在新能源消纳困难时优先弃电至装机容量的10%。并网新能源项目未配储时间超过30天的，重新续租或自建时，按原配储比例2倍规模配置(时长不变)。

　　四、奖励优先发电计划。新能源场站通过容量租赁配储的，租赁合同期限原则上不低于1年。自建或签订多年(3年及以上)租赁合同的新能源场站，增加优先发电计划安排。

　　五、提升容量租赁比例。支持容量(功率×时长)超过电化学储能容量2倍及以上的长时、安全、高效储能建设，新能源企业与该类储能签订租赁合同时，按其功率的1.2倍折算配储规模。

　　六、完善电力市场机制。现货市场连续运营前，在储能参与中长期电能量市场的同时，可同步享受调峰辅助服务补偿，中长期电能量合同按照“照付不议、偏差结算”的原则结算，调峰价格按西北能源监管局和我委出台文件为准。现货市场连续运营运行后，储能可参与现货电能量交易及调频辅助服务交易，推动建立储能容量补偿机制，鼓励储能产业健康平稳发展。

　　七、完善储能结算机制。独立储能损耗电量承担输配电价(免收基本电费)、系统运行费、上网环节线损费用和政府性基金及附加，上网电量对应的下网电量不承担上述费用。下网无功电量执行功率因数调整电费。参与中长期电能量市场前，上下网电量执行火电基准电价(0.2595元/千瓦时);参与中长期或现货市场后，上下网电量执行电能量市场交易价格。调峰、调频等辅助服务补偿价格执行国家及自治区相关规则。

　　各地、各有关部门，要按照本通知细化政策举措，抓好工作落实，执行中遇到特殊情况，及时与我委沟通，以确保我区储能产业健康有序发展，为新型电力系统建设发挥有力支撑。