项目动态

河南省发改委发布《2023年首批市场化并网风电、光伏发电项目开发方案的通知》，共下发29个风电、光伏项目，总规模3.4GW，包含：

• 市场化并网风电项目：22个，共310万千瓦；

• 集中式光伏项目：3个，共23万千瓦；

• 分布式光伏项目：4个，共7.139万千瓦。

根据通知，列入本批次开发方案的项目，风电项目自方案印发之日6个月内完成核准，自核准之日起24个月内建成投产；集中式光伏项目自方案印发之日，应于24个月内建成投产。逾期未核准项目，调出年度开发方案。逾期未并网项目，须重新落实市场化并网条件后，再由电网企业予以并网。

根据首批市场化并网风电、光伏发电项目电化学储能配置比例及时长，本批次储能总规模达到1.48GW/2.96MWh。

关于储能配置比例及时长

由于是市场化并网项目，因此调峰资源配置的较高。且要求调峰资源在风电、光伏发电项目本体同步或更早投运。其中，

13个风电项目：依托“火电灵活性改造”调峰，同时配置40%*2h电化学储能；

10个风电项目：无“火电灵活性改造”，单独配置储能调峰，则配置35%*2h~55%*2h电化学储能；

光伏项目：则配置40%*2h~45%*2h电化学储能；分布式光伏项目：未配置储能。

从项目业主来看，宁德时代配储规模最大，达到了247.5MW/495MWh。

鼓励新能源项目配建的储能设施按照独立储能设施有关标准和要求进行建设，并按照《河南省人民政府办公厅关于加快新型储能发展的指导意见》有关要求，创新商业模式，完善运营机制，促进新能源与新型储能深度融合。

《河南省人民政府办公厅关于加快新型储能发展的指导意见》文件中要求健全市场化运营机制：

1、价格政策。在进入电力现货市场前，独立储能项目放电、充电时，原则上分别作为发电和用电市场主体参与中长期交易。2025年年底前迎峰度冬、迎峰度夏期间，独立储能项目按照电网调度指令在高峰（含尖峰）时段放电的，由电网企业收购，上网电价按照当月煤电市场化交易均价的1.64倍执行；充电时，可选择由电网企业代理购电，其各时段充电电量享受分时电价政策。独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。进入电力现货市场后，独立储能电站用电电价、上网电价按照现货市场价格及规则结算。我省规定与国家今后出台的储能电价政策不一致的，按照国家政策予以调整。

2、电力辅助服务市场。独立储能项目参与电力辅助服务市场交易时，按照河南省火电机组第一档调峰辅助服务交易价格优先出清，调峰补偿价格报价上限暂定为0.3元/千瓦时。已并网的存量新能源项目按照要求配置储能设施并达到独立储能运行条件要求的，参与辅助服务分摊时给予一定减免。

3、容量共享租赁。河南省发展改革委要按年度发布容量租赁参考价（2023年磷酸铁锂储能电站容量租赁参考价不超过200元/千瓦时·年），鼓励新能源企业和独立储能项目企业根据当年租赁参考价签订10年以上长期租赁协议。储能项目容量在河南电力交易中心统一登记备案，容量可根据调峰需求由新能源企业在全省范围内租赁使用。河南电力交易中心按月度组织租赁交易，交易结果作为新能源企业配置储能容量的依据。

4、落实用户侧储能峰谷电价政策。储能设施充电执行谷段电价政策，每日23时至次日7时谷段时间充电时，谷段电价按平段电价的41%执行，其中，每年1月、7月、8月、12月谷段电价按平段电价的47%执行。上述政策如有调整，按调整后的政策执行。政府性基金及附加、容（需）量电价不参与浮动。

5、调度运行机制。提高独立储能项目调度频次，独立储能项目每年调用完全充放电次数原则上不低于350次；为保障电力可靠供应和电网安全稳定，在电力供应紧张等特殊时段发挥作用的，视情况对独立储能电站给予适当补偿。同一调度区域内，优先调度储能配比高的新能源项目，容量比例相同的情况下优先调度储能时长长的新能源项目。

文 | 中关村储能产业技术联盟