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宁夏拟降低独立储能充电成本,新能源配储要求升级

宁夏发展改革委发布时间:2024-08-05 15:04:07

  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。


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