吉林印发新型储能建设实施方案(试行），容量租赁240-270元/kWh·年，运营收益归承租方，年调用300次

　　储能中国网获悉，近日，吉林省能源局印发了《新型储能建设实施方案(试行)》。《实施方案》制定了十四五新型储能发展目标，力争到“十四五”末，新型储能规模达到50万千瓦以上，综合储能时长不低于2小时。也即储能规模达到1GWh。

　　另外，《实施方案》对于新能源配储、储能容量租赁及参考价、储能调用次数、储能参与调峰调频辅助服务等都做出了详细规定。

　　《实施方案》明确规定，储能电站参与电力市场获取运营收益，运营单位计取少量运营管理费用后，按新能源企业租赁储能示范项目容量份额，等比例返还新能源企业或抵扣下一年度容量租赁费用。

　　《实施方案》表示，2023年之前批复的存量新能源项目中要求配置的储能作为第一批集中式储能示范项目，总规模约300MW/800MWh。且：

　　1、储能技术路线采用：铅碳电池储能示范项目100MW;磷酸铁锂电池储能示范项目100MW;全钒液流电池储能示范项目100MW。

　　2、同步发展氢(氨)储能。

　　3、结合新型电力系统建设需求推动多种储能技术联合应用，开展复合型储能试点示范。

　　自2023年起新增新能源项目，原则上按15%装机规模配置储能，充电时长2小时以上;鼓励采用集中共享方式;市场化并网新能源项目，配建新型储能的容量比例和时长适度加大。

　　在建设思路方面，《实施方案》指出：

　　1、电网侧新型储能建设以“大规模集中共享储能”为主，统一专业化运维，鼓励社会资本投资。

　　2、用户侧储能方面，支持工商业企业、产业园区等用户因地制宜配置新型储能设施，提升电力自平衡能力。

　　3、省能源局将统筹规划全省集中共享式储能电站发展，优选集中共享新型储能的技术路线，并确定新型储能建设方案和建设规模。

　　4、新能源发电企业可通过租赁或购买储能项目的容量满足其发电项目配置储能要求。租赁协议或购买合同需与新能源全寿命周期相匹配，并将作为新能源发电项目并入电网的前置条件。

　　5、集中式储能应先于新能源发电项目并网。2023年之前批复的要求配置储能的存量新能源项目，如果未在2023年底前与第一批集中式储能示范项目开发企业或运营单位签订长期租赁或购买合同，将对其采取限电、增量项目不予并网等措施，所属企业取消参与年度竞争性配置等资格。

　　另外，此次《实施方案》试行稿，明确了集中式储能和用户侧储能等支持政策共9条，与此前征求意见稿相比，增加了集中式储能调用次数、示范项目充放电价格，而此前征求意见稿的核心，调峰补偿条款已去除。(征求意见稿可见：吉林新型储能建设实施方案：容量租赁337元/kWh·年，调峰补偿0.5元/kWh，充放电损耗由承租新能源企业承担)。

　　具体支持政策如下：

　　1、给予集中式储能电站独立市场主体身份，并纳入电网统一调度。优化储能调度运行机制，科学优先调用。

　　2、运营初期，示范项目充电参与电力中长期交易，由市场定价，放电参照我省燃煤基准价执行，由电网统一收购，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

　　3、提高集中式储能电站调度频次，前50万千瓦项目每年调用完成全充放电次数原则上不低于300次。

　　4、支持集中式储能电站按照东北能源监管局辅助服务管理相关规定参与调峰、调频等辅助服务市场，具体遵照《东北电力辅助服务市场运营规则》执行。待省内电力现货市场运行后，逐步推动储能项目参与电力现货市场交易。

　　5、储能设备租赁费或购买服务价格实行参考价机制，用于回收示范项目投资建设成本和运维成本。首批示范项目综合单位容量租赁费参考价240~270元/千瓦时·年。实际租赁费用根据项目决算审计金额，由租赁双方通过租赁协议约定。

　　6、利用现有资金渠道对集中式储能项目给予适当财政补贴。

　　7、储能电站参与电力市场获取运营收益，运营单位计取少量运营管理费用后，按新能源企业租赁储能示范项目容量份额，等比例返还新能源企业或抵扣下一年度容量租赁费用。

　　8、后续集中式储能项目参照第一批集中式储能示范项目政策执行。

　　9、鼓励用户侧储能项目利用双向互动智能充放电技术参与电力市场调节，通过低存高放实现分时电价管理，降低用户用电成本，同时响应电网调节需求。

　　原文如下：