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三、支持项目运营
(一)明确市场主体地位。依法取得备案文件,直接接入公用电网,具备独立计量、控制等技术条件,接入调度自动化系统可被电网监控和调度,符合相关标准规范和电力市场运营规则等要求,具有法人资格的独立新型储能项目,可作为独立主体注册并参与电力市场。其他类型的新型储能项目,可依规通过联合或聚合等形式参与电力市场,也可通过技术改造满足同等技术条件和安全标准后,选择转为独立新型储能项目参与电力市场。
(二)完善市场参与机制。建立完善独立新型储能项目参与中长期、现货等电能量市场和调峰、调频等辅助服务市场的技术标准、交易规则和价格形成方式。根据我省电力市场建设情况,独立新型储能项目当前可参与中长期交易和辅助服务等市场交易,待电力现货市场正式启动运行后,可按电力现货市场规则参与交易。
(三)优化调用结算方式。现阶段,独立新型储能项目暂参照发电项目进行调用结算,保障其发挥顶峰、调峰作用,其充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加,其调用、结算等暂按以下模式:
1. 在迎峰度夏(冬)期间(1月、7-8月、12月),独立新型储能项目按照电网调度指令安排调用充放电,原则上全容量充放电调用次数不低于160次或放电时长不低于320小时,不结算充电费用,放电上网电量价格为我省燃煤发电基准价(0.391元/千瓦时,下同)。独立新型储能项目如发生因自身原因无法调用或调用不足的情况,需按照有关规定执行相应考核。
2. 在非迎峰度夏(冬)期间(2-6月、9-11月),独立新型储能项目可根据自身需求进行充放电,原则上采取“低充高放”模式,放电电量上网价格为我省燃煤发电基准价,充电电量按我省燃煤发电基准价的60% 进行结算。其中,在开展电力辅助服务市场期间,独立新型储能项目可自愿选择交易品种参与交易,并根据交易成交和实际调用情况获得相应补偿费用。
(四)适当进行扶持补贴。结合我省近年电网供需平衡需要,与电力调度机构签订并网调度协议的独立新型储能项目,在2023年至2026年1月的迎峰度夏(冬)期间(1月、7-8月、12月),依据其放电上网电量给予补贴,补贴标准逐年退坡,具体为:2023年至2024年0.3元/千瓦时,2025年至2026年1月0.25元/千瓦时。补贴资金从尖峰电价增收资金中列支,由省电力公司根据有关计量、结算等规定支付。
(五)建立容量租赁机制。需要配建储能容量的新能源企业按照自愿原则,可在全省范围内租赁或购买独立新型储能项目容量的方式落实配建储能要求,相关价格和费用由各投资主体自主协商确定。独立新型储能项目容量在江苏电力交易中心统一登记并公开信息,供全省新能源企业租赁或购买使用,并鼓励签订与新能源项目全寿命周期相匹配的租赁协议或合同。
四、做好全程管理
(一)加强项目技术监督。新型储能项目应依规做好项目运行状态监测工作。独立新型储能项目投运的前三年每年应进行涉网性能检测,三年后每年进行一次包括涉网性能检测在内的整站检测,确保储能电站的运行时长、电站可用率等性能满足并网承诺相关技术要求。在项目达到设计寿命或安全运行状况不满足相关技术要求时,应及时组织论证评估和整改工作,经整改后仍不满足相关要求的,应采取项目退役措施,并及时报告原备案机关等相关单位。电网企业应加强独立新型储能项目性能参数的在线监控和定期评价。
(二)优化调度运行管理。电力调度机构应制定完善新型储能项目调度运行管理有关规则,构建新型储能集聚调度平台,坚持以市场化方式优化新型储能设施调度运行,充分发挥新型储能项目作用和效益。为保障电力可靠供应和电网安全稳定,在电力供应紧张、系统调节困难等特殊时段,电力调度机构可根据需要统一调度运行新型储能设施,并做好调用记录,按照有关规定予以考核和补偿。
(三)强化安全生产管理。新型储能项目单位要按照国家相关规定落实企业安全生产和消防安全主体责任,遵守安全生产和消防安全法律法规、标准规范,建立涵盖规划设计、施工调试、检测认证、消防安全、应急处置、质量监管和环保监控等全过程的安全管理体系,加强员工专业技能培训和考核,编制应急预案并定期开展演练。各地政府相关部门要落实属地管理责任,加强协调、完善新型储能项目安全管理,提升应急消防处置能力。
(四)助力储能产业链建设。支持并鼓励各地结合自身发展实际,研究出台补贴等地方性支持政策,推动当地新型储能项目高质量发展。加强省内储能制造企业与新型储能项目对接,促成一批产业上下游战略合作,加速形成储能材料生产、设备制造、储能集成、运行检测等优势产业,推动我省储能全产业链的加快发展。
本措施自印发之日起实施,根据我省新型储能项目发展情况和国家、省政策变化适时调整。
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