寧夏擬降低獨立儲能充電成本，新能源配儲要求升級

　　7月31日，寧夏發展改革委發布《自治區發展改革委關于促進儲能健康發展的通知(征求意見稿)》，意見稿從儲能項目布局、項目管理、棄電優先控制、優先發電計劃、容量租賃、電力市場機制、儲能結算等方面作出明確規定。其中在儲能結算機制方面，通知指出，獨立儲能上網對應的充電量免收輸配電價、系統運行、線損及政府附加費用，此外嚴格要求新能源配儲。

　　嚴格要求新能源配儲，支持配建長時儲能

　　增量新能源項目配儲租賃到期后未續租的，視同不滿足配儲要求，不符合并網條件，在重新完成配儲前暫停調用。

　　存量新能源項目未配儲或配儲租賃到期后未續租的，在新能源消納困難時優先棄電至裝機容量的10%。并網新能源項目未配儲時間超過30天的，重新續租或自建時，按原配儲比例2倍規模配置(時長不變)。

　　新能源場站通過容量租賃配儲的，租賃合同期限原則上不低于1年。自建或簽訂多年(3年及以上)租賃合同的新能源場站，增加優先發電計劃安排。

　　支持容量超過電化學儲能容量2倍及以上的長時、安全、高效儲能建設，新能源企業與該類儲能簽訂租賃合同時，按其功率的1.2倍折算配儲規模。

　　完善電力市場機制，降低獨立儲能充電成本

　　現貨市場連續運營前，在儲能參與中長期電能量市場的同時，可同步享受調峰輔助服務補償，中長期電能量合同按照“照付不議、偏差結算”的原則結算，調峰價格按西北能源監管局和我委出臺文件為準。現貨市場連續運營運行后，儲能可參與現貨電能量交易及調頻輔助服務交易，推動建立儲能容量補償機制，鼓勵儲能產業健康平穩發展。

　　獨立儲能損耗電量承擔輸配電價(免收基本電費)、系統運行費、上網環節線損費用和政府性基金及附加，上網電量對應的下網電量不承擔上述費用。下網無功電量執行功率因數調整電費。參與中長期電能量市場前，上下網電量執行火電基準電價(0.2595元/千瓦時);參與中長期或現貨市場后，上下網電量執行電能量市場交易價格。調峰、調頻等輔助服務補償價格執行國家及自治區相關規則。

自治區發展改革委關于公開征求《自治區發展改革委關于促進儲能健康發展的通知(征求意見稿)》意見的公告

　　根據國家發展改革委、國家能源局《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》(發改價格〔2024〕196號)，國家發展改革委辦公廳、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行的通知》(發改辦運行〔2022〕475號)有關要求，結合我區儲能發展實際，我委研究起草了《自治區發展改革委關于促進儲能健康發展的通知(征求意見稿)》，現面向社會公開征求意見。歡迎各界人士通過網絡提出修改意見或建議，反饋至郵箱：nengyuan_nx@126.com，截止日期為2024年8月2日。

　　感謝您的參與和支持!

　　寧夏回族自治區發展改革委

　　2024年7月31日

　　(此件公開發布)

　　自治區發展改革委關于促進儲能健康發展的通知(征求意見稿)

　　為了促進儲能項目建設，豐富儲能運營方式、發揮儲能調節作用、保障新型儲能合理高效利用，按照國家發展改革委、國家能源局《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》(發改價格〔2024〕196號)，國家發展改革委辦公廳、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行的通知》(發改辦運行〔2022〕475號)有關要求，結合我區儲能發展實際，進一步明確新型儲能市場地位，引導行業健康發展，現將有關事項通知如下。

　　一、優化儲能項目布局。國網寧夏電力公司結合我區電網實際，研究制定獨立儲能電站規劃布局指引，在新能源富集地區、負荷中心地區合理劃定推薦區域，縣區備案部門根據儲能項目規劃布局指引，指導優化儲能項目備案選址。

　　二、優化儲能項目管理。組織各縣區及時評估“審而未建”儲能項目的建設條件，對備案項目進行排查，清理一批接入意見逾期的項目，嚴格執行新備案項目電網接入意見有效期一年規定，為增量項目釋放電網接入資源。

　　三、嚴格執行棄電優先控制。增量新能源項目(2022年1月1日后并網)配儲租賃到期后未續租的，視同不滿足配儲要求，不符合并網條件，在重新完成配儲前暫停調用。存量新能源項目(2021年12月31日前并網)未配儲或配儲租賃到期后未續租的，在新能源消納困難時優先棄電至裝機容量的10%。并網新能源項目未配儲時間超過30天的，重新續租或自建時，按原配儲比例2倍規模配置(時長不變)。

　　四、獎勵優先發電計劃。新能源場站通過容量租賃配儲的，租賃合同期限原則上不低于1年。自建或簽訂多年(3年及以上)租賃合同的新能源場站，增加優先發電計劃安排。

　　五、提升容量租賃比例。支持容量(功率×時長)超過電化學儲能容量2倍及以上的長時、安全、高效儲能建設，新能源企業與該類儲能簽訂租賃合同時，按其功率的1.2倍折算配儲規模。

　　六、完善電力市場機制。現貨市場連續運營前，在儲能參與中長期電能量市場的同時，可同步享受調峰輔助服務補償，中長期電能量合同按照“照付不議、偏差結算”的原則結算，調峰價格按西北能源監管局和我委出臺文件為準。現貨市場連續運營運行后，儲能可參與現貨電能量交易及調頻輔助服務交易，推動建立儲能容量補償機制，鼓勵儲能產業健康平穩發展。

　　七、完善儲能結算機制。獨立儲能損耗電量承擔輸配電價(免收基本電費)、系統運行費、上網環節線損費用和政府性基金及附加，上網電量對應的下網電量不承擔上述費用。下網無功電量執行功率因數調整電費。參與中長期電能量市場前，上下網電量執行火電基準電價(0.2595元/千瓦時);參與中長期或現貨市場后，上下網電量執行電能量市場交易價格。調峰、調頻等輔助服務補償價格執行國家及自治區相關規則。

　　各地、各有關部門，要按照本通知細化政策舉措，抓好工作落實，執行中遇到特殊情況，及時與我委溝通，以確保我區儲能產業健康有序發展，為新型電力系統建設發揮有力支撐。