為拓寬配建儲能盈利渠道，鼓勵其積極參與電力市場(chǎng)，更好地發(fā)揮電力系統調節作用，近日，山東省發(fā)改委、國家能源局山東監管辦公室、山東省能源局聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于開(kāi)展我省配建儲能轉為獨立儲能試點(diǎn)工作的通知》。
新型儲能按應用場(chǎng)景分為獨立儲能和配建儲能。獨立儲能電站是具備獨立法人資格，滿(mǎn)足獨立計量、控制等相關(guān)技術(shù)條件，可被電網(wǎng)直接調度的儲能設施。配建儲能大部分在集中式光伏電站，是指與風(fēng)電場(chǎng)、光伏電站配套建設的儲能電站，為新能源場(chǎng)站附屬設施，主要用于消納配套新能源場(chǎng)站棄風(fēng)棄光電量，不具備獨立法人資格。
截至目前，山東省獨立儲能規模197.6萬(wàn)千瓦、占70%，配建儲能規模85.4萬(wàn)千瓦、占30%。與獨立儲能相比，配建儲能未進(jìn)入電力市場(chǎng)，缺乏盈利模式，無(wú)法享受電力市場(chǎng)紅利，參與電網(wǎng)調峰的積極性、主動(dòng)性不高。今年上半年，獨立儲能可基本實(shí)現每天一充一放，利用小時(shí)數達533小時(shí)，而配建儲能利用小時(shí)數為192小時(shí)、僅為獨立儲能的1/3，利用小時(shí)數不高。
通知指出，對同一安裝地點(diǎn)功率不低于3萬(wàn)千瓦的配建儲能，按照自愿原則，改造后接入電壓等級為110kV及以上，具備獨立計量、控制等技術(shù)條件，達到相關(guān)標準規范和電力市場(chǎng)運營(yíng)機構等有關(guān)方面的要求，并接入調度自動(dòng)化系統可被電網(wǎng)監控和調度的，可轉為獨立儲能。
此外，在安全性方面，項目應具有較為完善的安全方案，符合相關(guān)安全規范要求，須按接入電壓等級選擇對應資質(zhì)的設計、施工、監理、調試等單位。嚴格消防風(fēng)險管控，配套CO、VOC或H2等復合型氣體檢測報警系統，具備完善的消防預警和防止復燃措施。特色應用亮點(diǎn)突出的，優(yōu)先轉為獨立儲能。
涉及風(fēng)光水火儲多能互補一體化項目的儲能，原則上暫不轉為獨立儲能。
其他相關(guān)技術(shù)要求如下：
新能源電站配建儲能應具備獨立的AGC控制功能，并通過(guò)省級調度機構聯(lián)調測試，具備調度主站遠方控制能力。
新能源電站應在站內新建儲能專(zhuān)用升壓變，將存量?jì)δ芙尤雽?zhuān)用升壓變，實(shí)現單獨計量結算。
新能源電站應配備儲能運行值班人員，滿(mǎn)足獨立儲能電站值班人員持證上崗工作要求。
調度機構應按獨立儲能電站管理要求重新對其下達調度命名，并明確調度管轄關(guān)系。
新能源配建儲能轉為獨立儲能前，應重新與電網(wǎng)企業(yè)簽訂并網(wǎng)調度協(xié)議、購售電合同、供用電合同；完成并網(wǎng)檢測并向調度機構提供合格的檢測報告。
新能源配建儲能應完成所有并網(wǎng)調試項目轉入正式運行后，方可申請轉為獨立儲能。
新能源電站具備以上條件后，應向調度機構提交配建儲能轉獨立儲能驗收申請，調度機構與能源主管部門(mén)聯(lián)合組織開(kāi)展驗收，驗收通過(guò)后項目業(yè)主應在電網(wǎng)企業(yè)營(yíng)銷(xiāo)部門(mén)完成建檔立戶(hù)，立戶(hù)后可在電力交易機構辦理相關(guān)手續。
《關(guān)于開(kāi)展我省配建儲能轉為獨立儲能試點(diǎn)工作的通知》政策解讀
為拓寬配建儲能盈利渠道，鼓勵其積極參與電力市場(chǎng)，更好地發(fā)揮電力系統調節作用，根據《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲能參與電力市場(chǎng)和調度運用的通知》（發(fā)改辦運行〔2022〕475號）和《關(guān)于促進(jìn)我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》（魯發(fā)改能源〔2022〕749號）精神，省發(fā)展改革委、山東能源監管辦、省能源局聯(lián)合印發(fā)了《關(guān)于開(kāi)展我省配建儲能轉為獨立儲能試點(diǎn)工作的通知》（以下簡(jiǎn)稱(chēng)《通知》）。
一、出臺背景
新型儲能按應用場(chǎng)景分為獨立儲能和配建儲能。獨立儲能電站是具備獨立法人資格，滿(mǎn)足獨立計量、控制等相關(guān)技術(shù)條件，可被電網(wǎng)直接調度的儲能設施。配建儲能大部分在集中式光伏電站，是指與風(fēng)電場(chǎng)、光伏電站配套建設的儲能電站，為新能源場(chǎng)站附屬設施，主要用于消納配套新能源場(chǎng)站棄風(fēng)棄光電量，不具備獨立法人資格。
截至目前，我省獨立儲能規模197.6萬(wàn)千瓦、占70%，配建儲能規模85.4萬(wàn)千瓦、占30%。與獨立儲能相比，配建儲能未進(jìn)入電力市場(chǎng)，缺乏盈利模式，無(wú)法享受電力市場(chǎng)紅利，參與電網(wǎng)調峰的積極性、主動(dòng)性不高。今年上半年，獨立儲能可基本實(shí)現每天一充一放，利用小時(shí)數達533小時(shí)，而配建儲能利用小時(shí)數為192小時(shí)、僅為獨立儲能的1/3，利用小時(shí)數不高。
印發(fā)《通知》支持符合相關(guān)條件的配建儲能可自愿轉為獨立方式運行，并作為市場(chǎng)主體參與電力市場(chǎng)交易，主動(dòng)參與電網(wǎng)調峰，享受更多優(yōu)惠政策。
二、主要內容
《通知》主要包括試點(diǎn)條件、申報程序和建設驗收3部分。
1.試點(diǎn)條件。明確了配建儲能轉為獨立儲能的技術(shù)條件、安全方案和其他要求。其中，技術(shù)條件要求配建儲能需具備一定的規模、接入電壓等級、獨立計量控制和調控系統等；安全方案要求配建儲能符合相關(guān)安全規范，設計施工等單位具備相應資質(zhì)，消防管控滿(mǎn)足有關(guān)條件；其他要求指出，涉及風(fēng)光水火儲多能互補一體化項目的儲能，暫不能轉為獨立儲能等。
2.申報程序。分為項目初審和專(zhuān)家評審兩個(gè)階段。其中，項目初審由市級能源主管部門(mén)受理并審核項目法人單位報送的申請材料。審核通過(guò)后，將初審意見(jiàn)和申報材料報送省能源局；專(zhuān)家評審由省能源局聯(lián)合有關(guān)部門(mén)（單位）組織或委托第三方進(jìn)行。評審合格的，將復函同意開(kāi)展項目前期工作。
3.建設驗收。包括跟蹤評估和建成驗收兩個(gè)環(huán)節。其中，跟蹤評估由市級能源主管部門(mén)負責項目日常跟蹤管理。同時(shí)，明確項目時(shí)間進(jìn)度要求；建成驗收由省能源局會(huì )同電網(wǎng)調度機構組織開(kāi)展，實(shí)現閉環(huán)管理。
開(kāi)展該試點(diǎn)工作是山東省推動(dòng)新型儲能發(fā)展的重要舉措，有利于激發(fā)配建儲能的積極性，增加收益來(lái)源，提高運行效率，促進(jìn)其更好地參與電力市場(chǎng)和調度運用，為加快我省新型電力系統建設提供重要支撐。
新型儲能按應用場(chǎng)景分為獨立儲能和配建儲能。獨立儲能電站是具備獨立法人資格，滿(mǎn)足獨立計量、控制等相關(guān)技術(shù)條件，可被電網(wǎng)直接調度的儲能設施。配建儲能大部分在集中式光伏電站，是指與風(fēng)電場(chǎng)、光伏電站配套建設的儲能電站，為新能源場(chǎng)站附屬設施，主要用于消納配套新能源場(chǎng)站棄風(fēng)棄光電量，不具備獨立法人資格。
截至目前，山東省獨立儲能規模197.6萬(wàn)千瓦、占70%，配建儲能規模85.4萬(wàn)千瓦、占30%。與獨立儲能相比，配建儲能未進(jìn)入電力市場(chǎng)，缺乏盈利模式，無(wú)法享受電力市場(chǎng)紅利，參與電網(wǎng)調峰的積極性、主動(dòng)性不高。今年上半年，獨立儲能可基本實(shí)現每天一充一放，利用小時(shí)數達533小時(shí)，而配建儲能利用小時(shí)數為192小時(shí)、僅為獨立儲能的1/3，利用小時(shí)數不高。
通知指出，對同一安裝地點(diǎn)功率不低于3萬(wàn)千瓦的配建儲能，按照自愿原則，改造后接入電壓等級為110kV及以上，具備獨立計量、控制等技術(shù)條件，達到相關(guān)標準規范和電力市場(chǎng)運營(yíng)機構等有關(guān)方面的要求，并接入調度自動(dòng)化系統可被電網(wǎng)監控和調度的，可轉為獨立儲能。
此外，在安全性方面，項目應具有較為完善的安全方案，符合相關(guān)安全規范要求，須按接入電壓等級選擇對應資質(zhì)的設計、施工、監理、調試等單位。嚴格消防風(fēng)險管控，配套CO、VOC或H2等復合型氣體檢測報警系統，具備完善的消防預警和防止復燃措施。特色應用亮點(diǎn)突出的，優(yōu)先轉為獨立儲能。
涉及風(fēng)光水火儲多能互補一體化項目的儲能，原則上暫不轉為獨立儲能。
其他相關(guān)技術(shù)要求如下：
新能源電站配建儲能應具備獨立的AGC控制功能，并通過(guò)省級調度機構聯(lián)調測試，具備調度主站遠方控制能力。
新能源電站應在站內新建儲能專(zhuān)用升壓變，將存量?jì)δ芙尤雽?zhuān)用升壓變，實(shí)現單獨計量結算。
新能源電站應配備儲能運行值班人員，滿(mǎn)足獨立儲能電站值班人員持證上崗工作要求。
調度機構應按獨立儲能電站管理要求重新對其下達調度命名，并明確調度管轄關(guān)系。
新能源配建儲能轉為獨立儲能前，應重新與電網(wǎng)企業(yè)簽訂并網(wǎng)調度協(xié)議、購售電合同、供用電合同；完成并網(wǎng)檢測并向調度機構提供合格的檢測報告。
新能源配建儲能應完成所有并網(wǎng)調試項目轉入正式運行后，方可申請轉為獨立儲能。
新能源電站具備以上條件后，應向調度機構提交配建儲能轉獨立儲能驗收申請，調度機構與能源主管部門(mén)聯(lián)合組織開(kāi)展驗收，驗收通過(guò)后項目業(yè)主應在電網(wǎng)企業(yè)營(yíng)銷(xiāo)部門(mén)完成建檔立戶(hù)，立戶(hù)后可在電力交易機構辦理相關(guān)手續。
《關(guān)于開(kāi)展我省配建儲能轉為獨立儲能試點(diǎn)工作的通知》政策解讀
為拓寬配建儲能盈利渠道，鼓勵其積極參與電力市場(chǎng)，更好地發(fā)揮電力系統調節作用，根據《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲能參與電力市場(chǎng)和調度運用的通知》（發(fā)改辦運行〔2022〕475號）和《關(guān)于促進(jìn)我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》（魯發(fā)改能源〔2022〕749號）精神，省發(fā)展改革委、山東能源監管辦、省能源局聯(lián)合印發(fā)了《關(guān)于開(kāi)展我省配建儲能轉為獨立儲能試點(diǎn)工作的通知》（以下簡(jiǎn)稱(chēng)《通知》）。
一、出臺背景
新型儲能按應用場(chǎng)景分為獨立儲能和配建儲能。獨立儲能電站是具備獨立法人資格，滿(mǎn)足獨立計量、控制等相關(guān)技術(shù)條件，可被電網(wǎng)直接調度的儲能設施。配建儲能大部分在集中式光伏電站，是指與風(fēng)電場(chǎng)、光伏電站配套建設的儲能電站，為新能源場(chǎng)站附屬設施，主要用于消納配套新能源場(chǎng)站棄風(fēng)棄光電量，不具備獨立法人資格。
截至目前，我省獨立儲能規模197.6萬(wàn)千瓦、占70%，配建儲能規模85.4萬(wàn)千瓦、占30%。與獨立儲能相比，配建儲能未進(jìn)入電力市場(chǎng)，缺乏盈利模式，無(wú)法享受電力市場(chǎng)紅利，參與電網(wǎng)調峰的積極性、主動(dòng)性不高。今年上半年，獨立儲能可基本實(shí)現每天一充一放，利用小時(shí)數達533小時(shí)，而配建儲能利用小時(shí)數為192小時(shí)、僅為獨立儲能的1/3，利用小時(shí)數不高。
印發(fā)《通知》支持符合相關(guān)條件的配建儲能可自愿轉為獨立方式運行，并作為市場(chǎng)主體參與電力市場(chǎng)交易，主動(dòng)參與電網(wǎng)調峰，享受更多優(yōu)惠政策。
二、主要內容
《通知》主要包括試點(diǎn)條件、申報程序和建設驗收3部分。
1.試點(diǎn)條件。明確了配建儲能轉為獨立儲能的技術(shù)條件、安全方案和其他要求。其中，技術(shù)條件要求配建儲能需具備一定的規模、接入電壓等級、獨立計量控制和調控系統等；安全方案要求配建儲能符合相關(guān)安全規范，設計施工等單位具備相應資質(zhì)，消防管控滿(mǎn)足有關(guān)條件；其他要求指出，涉及風(fēng)光水火儲多能互補一體化項目的儲能，暫不能轉為獨立儲能等。
2.申報程序。分為項目初審和專(zhuān)家評審兩個(gè)階段。其中，項目初審由市級能源主管部門(mén)受理并審核項目法人單位報送的申請材料。審核通過(guò)后，將初審意見(jiàn)和申報材料報送省能源局；專(zhuān)家評審由省能源局聯(lián)合有關(guān)部門(mén)（單位）組織或委托第三方進(jìn)行。評審合格的，將復函同意開(kāi)展項目前期工作。
3.建設驗收。包括跟蹤評估和建成驗收兩個(gè)環(huán)節。其中，跟蹤評估由市級能源主管部門(mén)負責項目日常跟蹤管理。同時(shí)，明確項目時(shí)間進(jìn)度要求；建成驗收由省能源局會(huì )同電網(wǎng)調度機構組織開(kāi)展，實(shí)現閉環(huán)管理。
開(kāi)展該試點(diǎn)工作是山東省推動(dòng)新型儲能發(fā)展的重要舉措，有利于激發(fā)配建儲能的積極性，增加收益來(lái)源，提高運行效率，促進(jìn)其更好地參與電力市場(chǎng)和調度運用，為加快我省新型電力系統建設提供重要支撐。
