中国储能网讯：6月7日，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，提出新型储能可作为独立储能参与电力市场，鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务，优化储能调度运行机制等。《通知》提出加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场，发挥移峰填谷和顶峰发电作用。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。

6月8日，全国电力储能标准化技术委员会发布关于征求国家标准《电力系统配置电化学储能电站规划导则》意见的函，文件规定了电力系统配置电化学储能电站的需求预测以及电源侧（风、光电站）、用户侧、电网侧电化学储能电站配置方法。风电场、光伏发电站、用户侧等基于平滑输出功率波动、跟踪计划曲线等自身应用场景，确定储能配置规模的思路和方法；电网侧结合系统整体需求以及电源侧、负荷侧布局，重点从缓解输配电网阻塞、电网越限和提供各项辅助服务等应用场景开展，促进电力系统源网荷储协同发展。

6月29日，国家能源局综合司发布《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2022年版）（征求意见稿）》，要求提出中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池；选用梯次利用动力电池时，应进行一致性筛选并结合溯源数据进行安全评估。站房式锂离子电池设备间，单个防火分区电池容量不宜超过6MW·h，超过6MW·h时，室内应设置固定自动灭火系统。

重点应用领域政策

本月重点应用领域主要集中在辅助服务市场、现货市场、直接补贴方面。

现货市场方面，山东省发布《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知》征求意见，文件明确提出，将坚持新型储能市场化发展方向，推动新型市场主体积极参与电力现货交易，按月度可用容量给予适当容量补偿费用。6月份起，虚拟电厂可作为独立市场主体，据市场价格信号主动参与削峰填谷，参与市场交易。与此同时，为引导可调节负荷削峰填谷，将从9月份起，对于可调节负荷试行基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式。在新能源大发、发电能力充裕的时段，容量补偿电价按照基准价（99.1元/兆瓦时，下同）乘以谷系数K1（取值0-50%）收取；在发电能力紧张的时段，容量补偿电价按照基准价乘以峰系数K2（取值100%-160%）收取；其他时段容量补偿电价维持基准价不变。

山东省是全国首个独立储能参与现货市场并获得容量补偿的地区，3月发布的《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》明确，独立储能容量补偿费用=机组月度可用容量×0.0991元/kwh，目前可用容量按照独立储能有效充放电容量之和的平均值来计算。本次补充通知，对补偿公式增加了K值系数，结合新能源发电特性将全年分为两个时段：发电充裕和发电紧张，充裕时容量补偿至少减半，紧张时容量补偿至多1.5倍。

直接补贴方面，成都市发改委发布《成都市2022年储能示范项目（第一批次）》，本次共有7家企业13个储能示范项目入选，业主分别为特隆美、特来电、川开电气、蜀电集团、大唐四川、中自环保、四川交投等7家企业。根据此前规则，对年利用小时数达600小时以上的储能示范设施给予每千瓦230元/年补助（连续补贴3年、每年不超过100万）。入选项目最大的规模为1.5MW，大部分是百千瓦级的小型用户侧项目。成都市的补贴政策是面向电源侧、电网侧、用户侧储能的，补贴金额全国最高，此外四川省最大峰谷价差能够达到0.84元/kwh，对于用户侧储能来说吸引力较强。

成都市高新区发改委发布《关于组织申报2022年生态文明建设重点项目市级预算内基本建设投资项目的通知》，重点提及用户侧、电网侧、电源侧、虚拟电厂侧等领域的电化学储能项目的支持政策。该项申报条件要满足额定功率大于100kw，且储能时长大于15分钟的储能系统，对入选的电源侧、电网侧、用户侧、虚拟电厂储能项目，年利用小时数不低于600小时的按照设施规模给予230元/kw，且单个项目最高不超过100万元市级补贴，连续补贴3年，要求2022年开工。

安徽合肥市人民政府发布《关于印发合肥市进一步促进光伏产业高质量发展若干政策的通知》，政策中提出支持储能集成系统规模化应用，鼓励光伏、储能、充电基础设施等灵活结合的源网荷储一体化系统建设。对装机容量1兆瓦时及以上的新型储能电站，自投运次月起按放电量给予投资主体不超过0.3元/千瓦时补贴，连续补贴不超过2年，同一企业累计最高不超过300万元。2018年，安徽合肥曾发布关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见，意见中指出光伏储能系统，自投运次月起对储能系统按实际充电量给予投资人1元/kWh补贴，同一项目年度最高补贴100万元。与本次政策相对比，虽然安徽合肥光伏储能补贴标准大幅度下滑，但是补贴最高金额由100万上升为300万。

辅助服务方面，南方能监局正式发布《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》，相较于征求意见稿，正式稿进行了以下调整：独立储能方面，独立储能电站门槛范围降低至5兆瓦/1小时（征求意见稿为10兆瓦/1小时）；允许独立储能电站电量偏差率从±2.5%提高至±5%；一次调频死区调整为±0.033~0.05Hz（征求意见稿为±0.05Hz）。可调负荷方面，直控型可调节负荷调节能力放宽至上下调不低于5兆瓦（征求意见稿为10兆瓦），持续时间门槛降低至0.5小时（征求意见稿为1小时）。新能源方面，降低新能源获得AVC补偿的门槛，风电、光伏达到10MW（征求意见稿为50MW）即可获得辅助服务补偿。补偿价格方面，各地区的补偿价格差距有所缩小，征求意见稿中各地区对同一辅助品种的补偿标准差异明显，正式稿中将广西、贵州、云南的的个别补偿价格提高，缩小了与广东的价差。

华中能监局分别发布《湖北电力调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》、《江西电力调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》、《重庆电力调频辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》。三个不同地区的调频交易规则几乎一致，准入门槛放方面：容量0.5万千瓦及以上，持续时间1小时以上的独立储能电站及储能装置，同时允许储能联合火电、风电、光伏参与调频辅助服务；补偿费用方面，调频市场补偿费用包括调频容量补偿、调频里程补偿两个部分，其中调频里程申报价格上下限分别为15元/MW、5元/MW。调频容量补偿价格市场初期暂定为日前3元/MW，日内15元/MW。里程补偿公式=里程总和*里程出清价格*K*调节系数（其中火电的调节系数取1，水电调节系数是0.8，储能及火储、风储、光储调节系数取0.7）；综合调频性能指标方面，综合指标K=响应时间✖调节速率✖调节精度，其中储能的标准响应时间为2秒，市场初期暂定综合指标K的上限为3.5。

虚拟电厂方面，山西能源局发布《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，文件按照虚拟电厂聚合优化的资源类别不同，将虚拟电厂分为两类。一类为“负荷类”虚拟电厂，另一类为“源网荷储一体化”虚拟电厂，两类虚拟电厂在参与市场形态、 提供服务类别、运营资格、参与的交易市场等方面存在差异。