中国储能网讯：3月25日，陕西省发改委发布了《陕西省2022年新型储能建设实施方案(征求意见稿)》。明确了2022年陕西省主要围绕陕湖直流一期配套以及2021年渭南新能源基地项目建设,开展新型储能项目示范,规划建设约100万千瓦(2小时)新型储能示范项目。

文件要求，单个共享储能规模不低于5万千瓦,时长不低于2小时。原则上按照区县或330千伏供电区确定集中共享式储能电站布点及服务范围,优先在升压站、汇集站、变电站附近布局。

为着力提升新型储能的规模化与集约化效益。陕西省此次根据陕湖直流一期和渭南新能源基地项目建设规模及布局，开展新型储能电站项目示范；规划建设共享储能电站17座，其中渭南7座、延安5座、榆林5座。17座共享储能电站可服务约55个新能源场站，且初期建设规模1030MW/2060MWh；远期规模为2000MW/4000MWh。

具体项目如下：

来源：储能与电力市场

新能源企业自建储能项目建设标准应不低于以下要求。储能投资运营企业建设的集中式共享储能电站运营生命周期应不低于20年(含电池更换)。单次电池系统应按照连续储能时长2小时及以上,系统工作寿命10年以上,6000次循环系统容量衰减率不超过20%(90%DOD循环),锂电池储能电站交流侧效率须达到85%以上、放电深度不低于90%、电站可用率不低于90%的标准进行建设。

为鼓励新型储能建设，文件显示对于储能系统，《实施方案》要求，单个储能项目容量不低于50MW，放电时长不低于2小时。优先在升压站、汇集站、变电站附近布局独立共享储能电站。

对于独立共享储能电站的运营，《实施方案》明确地指出了其充、放电电价机制，并制定了额外的补偿机制。

2022年示范项目充电电价按照当年新能源市场交易电价，并给予100元/MWh的充电补偿。

放电电价按照燃煤火电基准电价，并给予100元/MWh的放电补偿。

这就意味着，在不考虑充放电损耗的前提下，独立储能电站的充放电，可以获取至少0.2元/kWh以上的充放电收益。如选择在新能源市场交易电价较低的时段充电，那么将获取更多收益。

此外，在《陕西省2022年共享储能电站投资运营企业优选方案》中,明确渭南、延安、榆林市按照省级优选方案,组织专家评优选择储能站点的投资运营企业，优选结果报陕西省发展改革委备案。为保障示范项目建设质量,每个市的新型储能运营企业不少于2家。并鼓励竞选企业降低租赁或购买服务费用,促进新能源行业健康发展,但租赁或购买服务费用不得低于储能电站项目基准收益率(暂按6.5%左右考虑)。

文件如下：