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内蒙古自治区人民政府办公厅关于印发自治区支持新型储能发展若干政策（2022—2025年）的通知
12-20
内蒙古自治区人民政府办公厅关于印发自治区支持新型储能发展
若干政策（2022—2025年）的通知
内政办发〔2022〕88号
各盟行政公署、市人民政府，自治区各委、办、厅、局，各大企业、事业单位：
经自治区人民政府同意， 现将《内蒙古自治区支持新型储能发展的若干政策（2022—2025年）》印发给你们，请结合实际，认真贯彻落实。
2022年12月13日
（此件公开发布）
内蒙古自治区支持新型储能发展的若干政策（2022—2025年）
发展新型储能是提升电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措。为统筹新型储能发展各项工作，加快开展新型储能试点示范项目建设，推动全区新型储能市场化、产业化、规模化发展，结合自治区实际，制定如下支持政策。 一、支持锂电池、液流电池、压缩空气、飞轮等新型储能规模化发展布局，对其他形式储能开展试点示范工作。（责任单位：自治区各有关部门，各盟行政公署、市人民政府） 二、新能源项目开发应按要求配建储能设施，可采用自建、租赁或购买储能服务等方式。新建保障性并网新能源项目，配建储能原则上不低于新能源项目装机容量的15%，储能时长2小时以上，保障性并网风电光伏电站配建的储能也可通过合建或改建方式整合为电源侧独立新型储能电站，接入电网并由电网直接调度，提高储能利用效率和新能源消纳能力。新建市场化并网新能源项目，配建储能原则上不低于新能源项目装机容量的15%，储能时长4小时以上。〔责任单位：自治区能源局、内蒙古电力（集团）公司、国网蒙东电力公司〕 三、鼓励新建电源侧独立新型储能电站，支持开展出售、租赁调峰容量等共享服务，建立完善协调运营、利益共享机制，促进产业多元化、市场化发展。〔责任单位：自治区能源局、自治区工业和信息化厅、内蒙古电力（集团）公司、国网蒙东电力公司〕 四、支持企业在电网关键节点、薄弱区域合理布局电网侧独立新型储能电站，提高电网系统灵活调节和供电能力。电网侧独立新型储能电站可自主选择参与电能量（中长期交易、现货）、辅助服务等市场，也可部分容量分别参与上述市场交易。〔责任单位：自治区能源局、工业和信息化厅，内蒙古电力（集团）公司、国网蒙东电力公司〕 五、支持用能企业建设用户侧储能，支持聚合利用不间断电源、电动汽车、充换电设施、蓄热式电供暖等分散式储能设施，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。（责任单位：自治区工业和信息化厅、能源局、科技厅） 六、开展独立新型储能电站示范项目建设，通过竞争性招标方式确定示范项目，原则上单个储能电站规模不小于10万千瓦、时长不低于2小时。〔责任单位：自治区能源局、内蒙古电力（集团）公司、国网蒙东电力公司〕 七、加大分时电价实施力度，适时调整峰谷电价价差至3∶1以上，为新型储能发展创造盈利空间。〔责任单位：自治区发展改革委、工业和信息化厅，内蒙古电力（集团）公司、国网蒙东电力公司〕 八、独立新型储能电站向电网送电的，相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。〔责任单位：自治区发展改革委、能源局，内蒙古电力（集团）公司、国网蒙东电力公司〕 九、鼓励独立新型储能电站参与电力辅助服务市场，储能电站自主报价参与市场，根据市场规则出清。〔责任单位：自治区能源局、工业和信息化厅，内蒙古电力（集团）公司、国网蒙东电力公司〕 十、建立市场化补偿机制，纳入自治区示范项目的独立新型储能电站享受容量补偿，补偿上限为0.35元/千瓦时，补偿期不超过10年。容量补偿费用按放电量计算，根据实际调用电量，由未提供有偿调峰服务的市场主体分摊，如有容量市场相关政策出台，按新政策执行。〔责任单位：自治区能源局、工业和信息化厅，内蒙古电力（集团）公司、国网蒙东电力公司〕 十一、鼓励独立新型储能电站通过租赁、出售等市场化方式获得收益，对应容量不再享受容量补偿。〔责任单位：自治区能源局、工业和信息化厅、内蒙古电力（集团）公司、国网蒙东电力公司〕 十二、支持新型储能全产业链发展，重点引进电解液、电芯、BMS、PCS、EMS、空气压缩机、系统集成等核心装备。（责任单位：自治区能源局、工业和信息化厅，各盟行政公署、市人民政府） 十三、支持新型储能应用基础研究、关键技术攻关、标准编制和成果转化，鼓励开展新型储能技术应用及商业应用示范、首台（套）重大技术装备示范，鼓励企业牵头建立新型研发机构、重点实验室、创新联合体，开展新型储能技术协同攻关，对符合条件的推荐纳入“科技兴蒙”政策支持范围。（责任单位：自治区科技厅、财政厅、工业和信息化厅、能源局，各盟行政公署、市人民政府） 十四、积极引导产业发展基金为新型储能装备制造业提供资金保障。将新型储能产业纳入绿色金融支持范畴，根据项目实际和预期现金流，在银企双方自主协商的基础上予以利率优惠和调整还款进度、期限等安排。（责任单位：自治区财政厅、地方金融监管局，人民银行呼和浩特中心支行、内蒙古银保监局，各盟行政公署、市人民政府） 以上政策自发布之日起实施，有效期至2025年12月31日，由自治区能源局会同相关部门负责解释。如遇国家政策调整，与国家政策不一致的，按照国家政策执行。 -
权威发布 | 国家发改委等四部门：支持青海、宁夏等地区发展屋顶光伏、智能光伏、分散式风电、多元储能
12-19
12月12日，国家发改委、工信部、住建部、水利部四部委联合发布《关于深入推进黄河流域工业绿色发展的指导意见》，提出推进清洁能源高效利用。鼓励氢能、生物燃料、垃圾衍生燃料等替代能源在钢铁、水泥、化工等行业的应用。
提升工业终端用能电气化水平，在黄河流域具备条件的行业和地区加快推广应用电窑炉、电锅炉、电动力等替代工艺技术装备。到2025年，电能占工业终端能源消费比重达到30%左右。
支持青海、宁夏等风能、太阳能丰富地区发展屋顶光伏、智能光伏、分散式风电、多元储能、高效热泵等，在河南等省、区开展工业绿色微电网建设，推进多能高效互补利用，为黄河流域工业企业提供高品质清洁能源。
《指导意见》还提出，推动山西、四川、陕西等省、区积极落实生产者责任延伸制度，强化新能源汽车动力蓄电池溯源管理，积极推进废旧动力电池循环利用项目建设。提前布局退役光伏、风力发电装置等新兴固废综合利用。
原文如下：
关于深入推进黄河流域工业绿色发展的指导意见
工信部联节〔2022〕169号
山西省、内蒙古自治区、山东省、河南省、四川省、陕西省、甘肃省、青海省、宁夏回族自治区工业和信息化主管部门、发展改革委、住房和城乡建设厅、水利厅：
为贯彻落实习近平总书记关于推动黄河流域生态保护和高质量发展的重要讲话和指示批示精神，按照《黄河流域生态保护和高质量发展规划纲要》《“十四五”工业绿色发展规划》要求，深入推进黄河流域工业绿色发展，现提出以下意见。 一、总体要求
（一）指导思想 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神，深入贯彻习近平生态文明思想，完整、准确、全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，以推动高质量发展为主题，加快发展方式绿色转型，实施全面节约战略，着力推进区域协调发展和绿色发展，立足黄河流域不同地区自然条件、资源禀赋和产业优势，按照共同抓好大保护、协同推进大治理要求，加快工业布局优化和结构调整，强化技术创新和政策支持，推动传统制造业改造升级，提高资源能源利用效率和清洁生产水平，构建高效、可持续的黄河流域工业绿色发展新格局。 （二）主要目标 到2025年，黄河流域工业绿色发展水平明显提升，产业结构和布局更加合理，城镇人口密集区危险化学品生产企业搬迁改造全面完成，传统制造业能耗、水耗、碳排放强度显著下降，工业废水循环利用、固体废物综合利用、清洁生产水平和产业数字化水平进一步提高，绿色低碳技术装备广泛应用，绿色制造水平全面提升。 二、推动产业结构布局调整
（一）促进产业优化升级 坚决遏制黄河流域高污染、高耗水、高耗能项目盲目发展，对于市场已饱和的高耗能、高耗水项目，主要产品设计能效要对标重点领域能效标杆水平或先进水平，水效对标用水定额先进值或国际先进水平。严格执行钢铁、水泥、平板玻璃、电解铝等行业产能置换政策。禁止新建《产业结构调整指导目录》中限制类产品、工艺或装置的建设项目。强化环保、能耗、水耗等要素约束，依法依规推动落后产能退出。推动黄河流域煤炭、石油、矿产资源开发产业链延链和补链，推进产业深加工，逐步完成产业结构调整和升级换代。（工业和信息化部、国家发展改革委、水利部，沿黄河省、区按职责分工负责） （二）构建适水产业布局 落实“十四五”用水总量和强度控制、能源消费总量和强度控制、碳排放强度控制等要求，推动重化工集约化、绿色化发展，严格控制现代煤化工产业新增产能。加快布局分散的企业向园区集中，推进能源资源梯级、循环利用。稳步推进黄河流域城镇人口密集区未完成大型、特大型危险化学品生产企业搬迁改造。推动兰州、洛阳、郑州、济南等沿黄河城市和干流沿岸县（市、区）新建工业项目入合规园区，具备条件的存量企业逐步搬迁入合规园区。推动宁夏宁东、甘肃陇东、陕北、青海海西等重要能源基地绿色低碳转型，推动汾渭平原化工、焦化、铸造、氧化铝等产业集群化、绿色化、园区化发展。（工业和信息化部、国家发展改革委、水利部，沿黄河省、区按职责分工负责） （三）大力发展先进制造业和战略性新兴产业 开展先进制造业集群发展专项行动，推动黄河流域培育有竞争力的先进制造业集群。支持黄河流域国家新型工业化产业示范基地提升。推动黄河流域培育一批工业绿色发展领域的专精特新“小巨人”企业和制造业单项冠军企业。推动兰州新区、西咸新区等国家级新区和郑州航空港经济综合实验区做精做强主导产业，依托山东新旧动能转换核心区，打造济南、青岛节能环保产业聚集区。打造能源资源消耗少、环境污染少、附加值高、市场需求旺盛的产业发展新引擎，加快发展新一代信息技术、新能源、新材料、高端装备、绿色环保、新兴服务业等战略性新兴产业，带动黄河流域绿色低碳发展。以黄河流域中下游产业基础较强地区为重点，搭建产供需有效对接、产业上中下游协同配合、产业链创新链供应链紧密衔接的产业合作平台，推动产业体系升级和基础能力再造。（工业和信息化部、国家发展改革委，沿黄河省、区按职责分工负责） 三、推动水资源集约化利用
（一）推进重点行业水效提升
鼓励黄河流域工业企业、园区、集聚区自主或委托第三方服务机构积极开展生产工艺和设备节水评估，根据水资源条件和用水实际情况，实施工业水效提升改造，推进用水系统集成优化，实现串联用水、分质用水、一水多用、梯级利用。在黄河流域大力推广高效冷却及洗涤、废水循环利用、高耗水生产工艺替代等先进节水工艺、技术和装备，鼓励黄河流域中上游企业、园区新建工业循环冷却系统优先采用空冷工艺。聚焦钢铁、石化化工、有色金属等重点行业，推动黄河流域各省、区创建一批废水循环利用示范企业、园区，提升水重复利用水平。（工业和信息化部、国家发展改革委、水利部，沿黄河省、区按职责分工负责） （二）加强工业水效示范引领 加快制修订节水管理、节水型企业、用水定额、水平衡测试、节水工艺技术装备等行业标准，鼓励黄河流域各省、区根据自然条件等实际制定地方标准，鼓励企业开展用水审计、水效对标达标，提高用水效率。推动黄河流域绿色工厂、绿色工业园区率先达标。黄河流域各省、区要依托重点行业节水评价标准，推动创建节水型企业、园区，遴选节水标杆企业、园区，积极申报国家水效领跑者企业、园区。到2025年，在黄河流域创建60家节水标杆企业、30家节水标杆园区，遴选20家水效领跑者企业、10家水效领跑者园区。（工业和信息化部、国家发展改革委、水利部，沿黄河省、区按职责分工负责） （三）优化工业用水结构 严格高耗水行业用水定额管理，推进非常规水资源的开发利用。推动有条件的黄河流域工业企业、园区与市政再生水生产运营单位合作，完善再生水管网、衔接再生水标准，将处理达标后的再生水用于钢铁、火电等企业生产，减少企业新水取用量。创建一批产城融合废水高效循环利用创新试点，总结推广产城融合废水高效循环利用模式。鼓励黄河流域下游沿海地区直接利用海水作为循环冷却水，加大海水淡化自主技术和装备的推广应用力度。鼓励山西、内蒙古、陕西等省、区根据当地苦咸水特点，采用适用的苦咸水淡化技术，因地制宜补充工业生产用水。鼓励陇东、宁东、蒙西、陕北、晋西等能源基地矿井水分级处理、分质利用。鼓励黄河流域企业、园区建立完善雨水集蓄利用、雨污分流等设施，有效利用雨水资源，减少新水取用量。（水利部、国家发展改革委、工业和信息化部、住房城乡建设部，沿黄河省、区按职责分工负责） 四、推动能源消费低碳化转型
（一）推进重点行业能效提升 推进重点用能行业节能技术工艺升级，鼓励黄河流域电力、钢铁、有色、石化化工等行业企业对主要用能环节和用能设备进行节能化改造，有序推动技术工艺升级，利用高效换热器、热泵等先进节能技术装备，减少余热资源损失。推进实施四川短流程钢引领工程。加快烧结烟气内循环、高炉炉顶均压煤气回收、铁水一罐到底等技术推广。鼓励青海、宁夏等省、区发展储热熔盐和超级电容技术，培育新型电力储能装备。实施能效“领跑者”行动，遴选发布能效“领跑者”企业名单及能效指标，引导黄河流域企业对标达标，提升能效水平。以黄河流域钢铁、铁合金、焦化、现代煤化工等行业企业为重点，开展工业节能监察，加强节能法律法规、强制性节能标准执行情况监督检查。组织实施工业节能诊断服务，帮助黄河流域企业、园区挖掘节能潜力，提出节能改造建议。（工业和信息化部、国家发展改革委，沿黄河省、区按职责分工负责） （二）实施降碳技术改造升级 围绕黄河流域煤化工、有色金属、建材等重点行业，通过流程降碳、工艺降碳、原料替代，实现生产过程降碳。加强绿色低碳工艺技术装备推广应用，提高重点行业技术装备绿色化、智能化水平。推动重点行业存量项目开展节能降碳技术改造。对照重点行业能效标杆和基准水平，开展相关领域标准的制修订和推广应用工作。鼓励黄河流域各省、区发展绿色低碳材料，推动产品全生命周期减碳。探索低成本二氧化碳捕集、资源化转化利用、封存等主动降碳路径。发挥黄河流域大型企业集团示范引领作用，在主要碳排放行业以及可再生能源应用、新型储能、碳捕集利用与封存等领域，实施一批降碳效果突出、带动性强的重大工程。（国家发展改革委、工业和信息化部，沿黄河省、区按职责分工负责） （三）推进清洁能源高效利用 鼓励氢能、生物燃料、垃圾衍生燃料等替代能源在钢铁、水泥、化工等行业的应用。统筹考虑产业基础、市场空间等条件，有序推动山西、内蒙古、河南、四川、陕西、宁夏等省、区绿氢生产，加快煤炭减量替代，稳慎有序布局氢能产业化应用示范项目，推动宁东可再生能源制氢与现代煤化工产业耦合发展。提升工业终端用能电气化水平，在黄河流域具备条件的行业和地区加快推广应用电窑炉、电锅炉、电动力等替代工艺技术装备。到2025年，电能占工业终端能源消费比重达到30%左右。支持青海、宁夏等风能、太阳能丰富地区发展屋顶光伏、智能光伏、分散式风电、多元储能、高效热泵等，在河南等省、区开展工业绿色微电网建设，推进多能高效互补利用，为黄河流域工业企业提供高品质清洁能源。（工业和信息化部、国家发展改革委，沿黄河省、区按职责分工负责） 五、推动传统制造业绿色化提升
（一）推进绿色制造体系建设 围绕黄河流域重点行业和重要领域，持续推进绿色产品、绿色工厂、绿色工业园区和绿色供应链管理企业建设，鼓励黄河流域各省、区创建本区域的绿色制造标杆企业名单。推动黄河流域汽车、机械、电子、通信等行业龙头企业，将绿色低碳理念贯穿于产品设计、原料采购、生产、运输、储存、使用、回收处理的全过程，推动供应链全链条绿色低碳发展。鼓励黄河流域开展绿色制造技术创新及集成应用，充分依托已有平台，提升信息交流传递、示范案例宣传等线上绿色制造公共服务水平，积极培育一批绿色制造服务供应商，为企业、园区提供产品绿色设计与制造一体化、工厂数字化绿色提升、服务其他产业绿色化等系统解决方案。（工业和信息化部，沿黄河省、区按职责分工负责） （二）加强工业固废等综合利用 推进黄河流域尾矿、粉煤灰、煤矸石、冶炼渣、赤泥、化工渣等工业固体废物综合利用，积极推进大宗固废综合利用示范基地和骨干企业建设，拓展固废综合利用渠道。探索建立基于区域特点的工业固废综合利用产业发展模式，建设一批工业资源综合利用基地。大力推进黄河流域中上游省、区偏远工业园区工业固废处置，着力提升内蒙古、宁夏等省、区大宗工业固废综合利用率，推动下游地区加强复杂难用工业固废规模化利用技术研发，鼓励多措并举提高工业固废综合利用率。鼓励建设再生资源高值化利用产业园区，推动企业聚集化、资源循环化、产业高端化发展。推动山西、四川、陕西等省、区积极落实生产者责任延伸制度，强化新能源汽车动力蓄电池溯源管理，积极推进废旧动力电池循环利用项目建设。提前布局退役光伏、风力发电装置等新兴固废综合利用。（工业和信息化部、国家发展改革委，沿黄河省、区按职责分工负责） （三）提高环保装备供给能力 实施环保装备制造业高质量发展行动计划，在黄河流域培育一批环保装备骨干企业，加大高效环保技术装备产品供给力度。鼓励环保装备龙头企业，针对环境治理需求和典型应用场景，组建产学研用共同参与的创新联盟，集中力量解决黄河流域环境治理热点、难点问题。开展重点行业清洁生产改造，以河南、陕西、甘肃、青海等省、区为重点，引导钢铁、石化化工、有色金属等重点行业企业，推广应用清洁生产技术工艺以及先进适用的环保治理装备。（工业和信息化部、国家发展改革委，沿黄河省、区按职责分工负责） 六、推动产业数字化升级
（一）加强新型基础设施建设 积极推进黄河流域新型信息基础设施绿色升级，降低数据中心、移动基站功耗。依托国家“东数西算”工程，在中上游内蒙古、甘肃、宁夏、成渝算力网络国家枢纽节点地区，开展大中型数据中心、通信网络基站和机房绿色建设和改造。到2025年，新建大型、超大型数据中心运行电能利用效率降至1.3以下，积极创建国家绿色数据中心。分行业建立黄河流域全生命周期绿色低碳基础数据平台，统筹绿色低碳基础数据和工业大数据资源，建立数据共享机制，推动数据汇聚、共享和应用。（工业和信息化部，沿黄河省、区按职责分工负责） （二）推动数字化智能化绿色化融合 采用工业互联网、大数据、5G 等新一代信息技术提升黄河流域能源、资源、环境管理水平，深化生产制造过程的数字化应用，赋能绿色制造。鼓励黄河流域企业、园区开展能源资源信息化管控、污染物排放在线监测、地下管网漏水检测等系统建设，实现动态监测、精准控制和优化管理。加强对再生资源全生命周期数据的智能化采集、管理与应用。推动主要用能设备、工序等数字化改造和上云用云。支持采用物联网、大数据等信息化手段开展信息采集、数据分析、流向监测、财务管理，推广“工业互联网+水效管理”“工业互联网+能效管理”“工业互联网+再生资源回收利用”等新模式。（工业和信息化部、水利部，沿黄河省、区按职责分工负责） 七、保障措施
（一）加强组织领导 国家各有关部门要加强对黄河流域工业绿色发展的指导、调度和评估，在重大政策制定、重大项目安排、重大体制创新方面予以积极支持。沿黄河9省、区工业和信息化主管部门要充分认识深入推进黄河流域工业绿色发展的重要意义，以企业为主体，落实工作责任，进一步强化各部门、各地区、各领域协同合作，细化工作方案，逐项抓好落实。（各有关部门，沿黄河省、区按职责分工负责） （二）强化标准和技术支撑 发挥水耗、能耗、碳排放、环保、质量、安全，以及绿色产品、绿色工厂、绿色工业园区、绿色供应链和绿色评价及服务等标准的引领作用，鼓励各地结合实际，推动工业绿色发展相关标准建设。加大绿色低碳技术装备和产品的创新，推动先进成熟技术的产业化应用和推广，支撑黄河流域工业绿色发展。（各有关部门，沿黄河省、区按职责分工负责） （三）落实财税金融政策 充分利用现有资金渠道，支持黄河流域绿色环保产业发展、能源高效利用、资源循环利用、工业固废综合利用等项目实施。落实国家有关节能节水环保、资源综合利用以及合同能源管理、环境污染第三方治理等方面企业所得税、增值税等优惠政策。落实促进工业绿色发展的产融合作专项政策，发挥国家产融合作平台作用，引导金融机构为黄河流域企业提供专业化的金融产品和融资服务。开展工业绿色低碳升级改造行动，引导金融机构绿色信贷优先支持黄河流域工业绿色发展改造项目。推动山西、内蒙古、山东、河南、陕西，宁夏、四川继续落实水资源税改革相关办法。（各有关部门，沿黄河省、区按职责分工负责） （四）创新人才培养和合作机制 依托沿黄河9省、区现有人才项目，完善人才吸引政策及市场化、社会化的人才管理服务体系，加大专业技术人才、经营管理人才的培养力度。深化绿色“一带一路”合作，拓宽节能节水、清洁能源、清洁生产等领域技术装备和服务合作，鼓励采用境外投资、工程承包、技术合作、装备出口等方式，推动绿色制造和绿色服务率先“走出去”。（各有关部门，沿黄河省、区按职责分工负责） 工业和信息化部 国家发展改革委 住房城乡建设部 水利部 2022年12月12日 -
山东新型储能商业模式解析
12-08
目前山东新型储能主要有独立储能电站和火储联合调频储能电站两种应用场景，独立储能电站的主要收益来源有容量租赁、现货市场价差套利和容量电价补偿，火储联合调频储能电站的主要收益来源为自动发电控制(AGC)调频辅助服务补偿，其中火储联合调频储能电站收益更高。
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山东省新型储能发展概况
2021年，山东可再生能源装机容量达到5849×10⁴kW，同比增长28.8%，占全省电力总装机容量的33.7%；发电量912×108kW·h，增幅高达44.6%，占全省电力消耗量的12.4%。根据《山东省可再生能源发展“十四五”规划》，到2025年，全省可再生能源发电装机容量将达到9000×10⁴kW以上。可再生能源装机容量不断增长，给山东省电力系统带来了前所未有的挑战，也为山东省储能发展带来了新的机遇。据CNESA全球储能数据库显示，截至2021年底，山东省已经投运705.7MW新型储能项目。2021年，山东省发布了本省第一批新型储能示范项目名单，包括5个调峰类项目和2个调频类项目，储能规模共计520MW/1041MW·h。目前正在推进第二批示范项目，共29个项目，包括华润财金山东东营源网储一体化示范项目等25个锂电池类项目、山东华电潍坊制氢加氢一体站项目等4个新技术类项目，共计3103MW。
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山东省新型储能商业模式
2.1独立储能商业模式 山东独立储能的主要收益来源有容量租赁、现货市场价差套利和容量电价补偿。
2.1.1容量租赁 独立储能电站可以将储能系统容量租赁给风电、光伏企业，风光企业获得上网指标，储能企业仍具有储能系统的自主运营权和收益权。山东省的独立储能容量租赁费采用市场竞价方式，制定最高限价及最低保底价，通常的成交价格在330元/kW左右。目前山东省独立储能电站容量出租率仅为20%左右，这主要是因为储能容量租赁费用较高，致使新能源企业更倾向于自建储能。后期随着政府部门对储能电站质量监管的逐步加强，预计低质量储能电站将会逐渐减少，独立储能电站容量出租率将得到提升，容量租赁有望成为山东省独立储能电站的主要收益来源。如果能够将全部容量租赁，100MW/200MW·h独立储能电站每年的容量租赁收益可达3300万元。
2.1.2现货市场价差套利 5MW以上独立储能可参与现货市场进行峰谷价差套利。山东峰谷电价差不大，平均电价差在0.4元/(kW·h)左右。2022年5月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《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》，提到新型储能可以作为独立储能参与电力市场，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[17]。山东省输配电价为0.1717元/(kW·h)(单一制)，政府性基金及附加为0.0271元/(kW·h)。储能电站不再承担输配电价和政府性基金及附加，能够降低充电成本，进一步扩大山东独立储能参与现货市场的收益。按充电电价0.1元/(kW·h)、放电电价0.5元/(kW·h)、容量电费0.02元/(kW·h)、充放电效率85%、每年360次充放电计算，100MW/200MW·h独立储能电站每年现货市场收益为2196万元。
2.1.3容量电价补偿 2022年3月，山东省发展改革委印发《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》，提出在容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦0.0991元(含税)。补偿机组范围、补偿费用收取(支付)方式等根据《山东省电力现货市场交易规则(试行)》等规定执行。该《通知》自2022年5月1日起实行，有效期至2026年12月31日[18]。储能也可以获得容量电价补偿，100MW/200MW·h独立储能电站每年容量补偿收益最高可达4341万元(按365天算)。在第一批独立储能示范项目进入现货市场交易后，在现货市场价差较小、容量租赁成效不理想的情况下，容量电价补偿成为独立储能电站的主要收入来源。2022年6月，山东能源监管办、山东省发展改革委、山东省能源局印发《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(征求意见稿)》，提出储能电站日发电可用容量=(储能电站核定充电容量/2)×K/24，K为储能电站日可用等效小时数，包括电站运行状态、备用状态下的小时数(初期电化学储能电站日可用等效小时数暂定为2h，压缩空气储能等根据实际运行情况认定。引入K值后，电化学储能电站容量补偿收入相当于原来的1/12，电化学储能电站容量电价补偿收入大幅下滑。为引导可调节负荷削峰填谷，将从2022年9月起对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/(MW·h)]乘以谷系数K1(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(K2取值100%～160%)收取；其他时段容量补偿电价维持基准价不变。储能电站充电时需缴纳容量补偿电价，目前按照固定价格99.1元/(MW·h)缴纳，在新政策下，储能电站在谷段充电时，只需要缴纳基准价99.1元/(MW·h)的0～50%，可以节省一部分充电成本。
2022年7月22日，山东省人民政府发布《关于印发2022年“稳中求进”高质量发展政策清单(第四批)的通知》，要求推动独立储能示范项目积极参与电力现货交易，暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿的2倍标准执行[20]。按照新政策，100MW/200MW·h独立储能电站每年容量补偿收益降至723万元(按365天算)，收益下滑明显。
2.2火储联合调频商业模式 山东火储联合调频储能电站的主要收益来源为AGC(自动发电控制)调频辅助服务补偿。
储能电站与火力发电厂共同参与AGC调频市场报价，根据《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)(2021年修订版)(征求意见稿)》，调频辅助服务市场日前出清按照“价格/性能优先，时间优先，按需调度”的原则，根据市场主体的调频服务排序价格从低到高依次进行出清，直至中标市场主体调频调节速率总和满足电网调频调节速率需求值，中标市场主体的最高调频服务申报价格作为调频服务的出清价格。
2021年，山东将调频辅助服务市场交易价格限值由8元/MW提升至12元/MW，配有储能的火电调频机组基本按照最高价出清，大约1min接收一个AGC指令。
目前山东有2座火储联合调频电站，分别为华电国际莱城电厂和大唐临清热电，分别配备9MW/4.5MW·h和9MW/9MW·h储能电站。增加储能后，火电机组综合值和调节里程明显增加，从而提高火电机组调频补偿收入。根据国家能源局山东监管办公室公布的《火电“两个细则”及辅助服务市场结算情况》，华电国际莱城电厂储能电站2021年12月下旬投运后，电厂调频月度补偿收入明显增加，2022年1～6月平均月度补偿收入739.6万元；大唐临清热电储能电站2022年4月投运后，2022年5～6月平均月度补偿收入增加至523.3万元。
2021年7月至2022年6月，山东省调频辅助服务市场月度总补偿不断增加，从0.26亿元增加至1.35亿元。随着现货市场进程不断深入，山东调频辅助服务需求将不断增加，山东目前只有2座火储联合调频储能电站，短期内将保持较高收益。
来源：山东省新型储能政策与商业模式解析[F]. 李晨飞，黄辉，岳芬. 中外能源. 2022(11）；有删减
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国家发改委：风光大基地规划450GW，新型储能装机超400万kW
12-06
11月29日，国家发改委发表《能源绿色低碳转型行动成效明显——“碳达峰十大行动”进展（一）》。文章从非化石能源加快开发利用、化石能源清洁高效开发利用取得积极进展、新型电力系统建设稳步推进、能源转型支撑保障不断加强这四个方面进行重点阐述，展示了自习近平总书记作出碳达峰碳中和重大宣示两年以来，全国范围内稳妥有序推进能源绿色低碳转型取得的成果。
原文如下：
能源是碳达峰碳中和的重点领域。习近平总书记作出碳达峰碳中和重大宣示两年来，各地区各有关部门深入学习贯彻习近平总书记重要讲话和指示批示精神，认真贯彻落实党中央、国务院决策部署和碳达峰碳中和工作领导小组部署要求，积极稳妥有序推进能源绿色低碳转型行动，取得显著成效。
一、非化石能源加快开发利用
（一）新能源保持较快增长。制定实施以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案，规划总规模约4.5亿千瓦，目前第一批9500万千瓦基地项目已全部开工建设，印发第二批项目清单并抓紧推进前期工作，组织谋划第三批基地项目。稳步推进整县屋顶分布式光伏开发试点，截至今年6月底，全国试点累计备案规模6615万千瓦。有序推进山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾等海上风电基地建设。2020年以来，新增风电、太阳能发电装机容量连续两年突破1亿千瓦，占年新增全部发电装机的六成左右。稳步发展生物质发电，截至今年7月底，生物质发电装机3967万千瓦。会同有关部门积极研究支持地热能、非粮生物液体燃料等发展。推动国内首套自主化年产3万吨纤维素燃料乙醇示范装置工业化试生产。印发《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年》。2021年，新能源年发电量首次突破1万亿千瓦时大关。
（二）常规水电项目建设稳步推进。统筹水电开发和生态环境保护，大力推动金沙江上游、雅砻江中游、黄河上游等重点流域水电规划和重大水电工程建设。乌东德、两河口水电站全面投产，白鹤滩水电站今年8月底前建成投产10台机组，金沙江旭龙水电站项目已于今年6月上旬核准建设。2021年以来至今年6月，常规水电开工600万千瓦。截至今年6月底，全国水电装机容量达到3.6亿千瓦左右，比2020年增加约2000万千瓦，“十四五”期间新增4000万千瓦的目标已完成近50%。
（三）核电保持平稳建设节奏。在确保安全的前提下积极有序推进核电建设。华龙一号、国和一号示范工程、高温气冷堆示范工程等在建工程，在确保质量的前提下推进建设。2021年1月，华龙一号全球首堆福清5号建成投产。截至今年7月，我国在运在建核电机组共77台、装机规模8335万千瓦。
二、化石能源清洁高效开发利用取得积极进展 （一）煤炭清洁高效开发利用持续深化。充分发挥煤炭煤电对能源绿色低碳转型的支撑保障作用。持续打好煤炭增产保供“组合拳”，实施煤炭安全保供责任制，稳定煤炭保供政策，加强全国煤炭产量调度，持续释放先进产能，切实稳定增加煤炭产量。研究推进低阶煤分质分级利用试点示范。充分挖掘煤电顶峰出力潜力。稳妥有序推进煤电行业淘汰落后产能。2021年，煤电以不足50%的装机占比，生产了全国60%的电量，承担了70%的顶峰任务。全面实施煤电节能降碳、灵活性和供热改造“三改联动”，2021年已完成改造2.4亿千瓦，今年将继续实施改造2.2亿千瓦，为实现“十四五”累计改造6亿千瓦的目标奠定良好基础。
（二）油气高质量发展深入推进。扎实推进油气勘探开发七年行动计划，大力提升油气勘探开发力度，2021年原油产量1.99亿吨、连续三年企稳回升，天然气产量2076亿立方米、增量连续五年超百亿立方米。加快推进非常规油气资源规模化开发，2021年页岩油产量240万吨、页岩气产量230亿立方米，煤层气利用量77亿立方米，保持良好增长势头。加快推进油气基础设施建设，推动油气干线管道和互联互通重点工程建设，“全国一张网”进一步完善。天然气储备能力快速提升，储气规模三年多实现翻番。扎实推进实施成品油质量升级，切实保障符合第六阶段强制性国家标准的汽柴油供应。油气消费保持合理增长，2021年油气消费约占一次能源消费总量的27.4%。
（三）终端用能清洁替代加快实施。出台《关于进一步推进电能替代的指导意见》等政策，推动工业、交通、建筑、农业农村等重点领域持续提升电气化水平。深入推进北方地区清洁取暖，截至2021年底，清洁取暖面积达到156亿平方米，清洁取暖率73.6%，超额完成规划目标，累计替代散煤超过1.5亿吨，对降低PM2.5浓度、改善空气质量贡献率超过三分之一。加快推动电动汽车充电基础设施建设，截至今年7月累计建成398万台，可基本满足电动汽车发展需求。开展核能综合利用示范，山东海阳核能供暖一二期工程总供暖面积超过500万平方米，实现海阳城区核能供暖“全覆盖”。浙江秦山核能供暖项目正式投运，成为南方地区首个核能供暖项目。
三、新型电力系统建设稳步推进 （一）跨省区电力资源配置能力稳步增强。建成投产雅中—江西、陕北—武汉、白鹤滩—江苏特高压直流等跨省区输电通道，加快推进白鹤滩—浙江、闽粤联网直流工程以及南阳—荆门—长沙、驻马店—武汉等跨省区特高压交流工程建设，积极推进“三交九直”跨省区输电通道。协调推进第一批大型风电光伏基地项目接入电网。截至2021年底，全国西电东送输电能力达到2.9亿千瓦，比2020年底提高2000万千瓦。
（二）电力系统灵活调节能力明显提升。推进煤电机组灵活性改造，截至2021年底，实施灵活性改造超过1亿千瓦。制定印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，推动各省制定实施方案和“十四五”项目核准工作计划，加快推进生态友好、条件成熟、指标优越的项目建设。截至今年6月底，抽水蓄能装机达到4200万千瓦。出台《“十四五”新型储能发展实施方案》，加快新型储能多元化、产业化、规模化发展。截至2021年底，新型储能装机规模超过400万千瓦。推动具备条件的气电项目加快建设，截至今年6月底，天然气发电装机约1.1亿千瓦，比2020年增加1000万千瓦左右。指导各地做好需求侧响应，有效减少尖峰负荷需求。
四、能源转型支撑保障不断加强
（一）能源科技创新加快推进。多项重大科技创新实现新突破，掌握自主三代核电技术，建成单机容量全球第一的百万千瓦水电机组，多次刷新光伏电池转换效率世界纪录，13兆瓦海上风电机组成功下线，大规模储能、氢能等一批能源新技术研发应用取得新进展。完善创新机制，制定印发《“十四五”能源领域科技创新规划》，修订能源领域首台（套）重大技术装备评定和评价办法，组织开展“十四五”第一批国家能源研发创新平台遴选认定。
（二）能源体制机制改革不断深化。印发实施《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。批复南方区域电力市场建设实施方案。积极稳妥推进电力现货市场建设，山西等6个第一批电力现货试点地区开展不间断结算试运行。今年上半年全国市场化交易电量2.5万亿千瓦时，同比增长45.8%，占全社会用电量的61%左右。开展新能源领域增量混合所有制改革，研究确定一批重点项目。推动健全完善煤价、电价、抽水蓄能价格形成机制，放开煤电上网电价，取消工商业目录销售电价，推动工商业用户进入市场。加快推动能源法、煤炭法、电力法等制修订。
（三）能源转型政策保障进一步完善。印发实施《推动能源绿色低碳转型做好碳达峰工作的实施方案》《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》和煤炭、石油天然气行业碳达峰实施方案，出台《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，系统推进能源绿色低碳转型工作，形成政策合力。加强重点难点问题研究，组织有关方面深入开展能源转型路径研究。
下一步，国家发展改革委、国家能源局将深入贯彻落实党的二十大精神，会同有关方面持续推动《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》有关任务落实，切实推动能源领域碳达峰系列政策落地实施。从国情实际出发，坚持以立为先、先立后破、通盘谋划，在保障能源安全供应基础上积极有序推动能源绿色低碳转型，大力推进能源结构调整和能源产业链减碳，推动煤炭和新能源优化组合，强化能源科技创新和体制机制改革，为如期实现碳达峰碳中和目标提供绿色低碳、安全可靠的能源保障。
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高峰时段上浮70%！山东省明确工商业分时电价政策
12-01
11月29日，山东省发改委发布关于工商业分时电价政策有关事项的通知，其中提出，高峰时段上浮70%、低谷时段下浮70%、尖峰时段上浮100%、深谷时段下浮90%。每年2-5月、9-11月每日高峰时段（含尖峰时段）为5小时、低谷时段（含深谷时段）为5小时、平时段为14小时；每年1月、6-8月、12月每日高峰时段（含尖峰时段）为6小时、低谷时段（含深谷时段）为6小时、平时段为12小时。尖峰、深谷时段原则上全年各不超过1095小时。
详情如下：
山东省发展和改革委员会关于工商业分时电价政策有关事项的通知
鲁发改价格〔2022〕997号
各市发展改革委，国网山东省电力公司： 为充分发挥价格杠杆在促进节能减排和资源优化配置等方面的积极作用，切实做好分时电价政策与电力现货市场价格信号的衔接，根据《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）等文件规定，决定进一步完善工商业分时电价政策。现将有关事项通知如下： 一、执行范围 容量补偿电价、电网企业代理购电用户（不含国家有专门规定的电气化铁路牵引用电）代理购电价格执行分时电价政策。输配电价（含线损、政策性交叉补贴）、政府性基金及附加、代理购电损益分摊标准、保障性电量新增损益分摊标准、执行1.5倍代理购电价格中的0.5倍加价部分等其他标准不执行分时电价政策。 二、浮动比例 高峰时段上浮70%、低谷时段下浮70%、尖峰时段上浮100%、深谷时段下浮90%。 三、时段划分 （一）每年2-5月、9-11月每日高峰时段（含尖峰时段）为5小时、低谷时段（含深谷时段）为5小时、平时段为14小时；每年1月、6-8月、12月每日高峰时段（含尖峰时段）为6小时、低谷时段（含深谷时段）为6小时、平时段为12小时。尖峰、深谷时段原则上全年各不超过1095小时。 国网山东省电力公司要根据山东电网电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素合理确定具体时段，并以年度为周期提前公布未来12个月峰谷时段情况（2023年具体峰谷时段划分应于2022年11月30日前向社会公布）；当年内可能出现电力供需紧张、天气变化等不确定因素时，应及时对尚未执行的峰谷时段进行调整，调整结果应提前1个月向社会公布。 （二）不满1千伏代理购电用户计量装置具备动态调整条件前，其容量补偿电价、代理购电价格峰谷时段暂保持稳定，继续按照《山东省发展和改革委员会关于进一步完善工商业分时电价政策的通知》（鲁发改价格〔2021〕986号)规定执行，暂不执行尖峰、深谷电价政策。计量装置具备条件后，再执行与1千伏及以上用户相同的时段划分，以及尖峰电价、深谷电价和动态调整机制。 四、其他事项 （一）国网山东省电力公司应为工商业用户提供分时完整性计算服务，提前定位采集的曲线缺失异常情况，采取措施及时消缺处理，对缺失异常确无法处理的，应通过拟合方式补充完整后执行。要对分时电价收入单独统计，代理购电用户代理购电价格峰谷损益纳入代理购电损益，由代理购电用户分摊（分享）；工商业用户(电网企业代理购电用户、直接参与电力市场交易用户)容量补偿电价峰谷损益由全体工商业用户分摊（分享），并逐月清算。电网企业应保持代理用户销售电价水平相对稳定，对影响较大的因素可跨月分摊（分享），分摊（分享）月度原则上不超过3个月。每年结束3个月内，要向省发展改革委报告上一年度系统负荷曲线变化情况、系统最大负荷、峰谷差和负荷率变化情况、各时段电量比例变化情况、加权平均电价变动情况、以及执行分时电价收入变化情况等。 （二）省发展改革委将根据山东电网电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考电力现货市场分时电价信号，适时调整代理购电用户分时电价浮动比例、峰谷时长等参数。各级发展改革部门、电网企业要加大政策宣传力度，做好政策解读，及时回应社会关切，营造良好舆论氛围。 （三）政策执行过程中遇到的问题及建议，请及时报告省发展改革委（价格管理处）。 上述电价政策自2023年1月1日起执行。现行政策与本通知不符的，以本通知规定为准。
山东省发展和改革委员会
2022年11月29日 -
专题报告 | 数字电网与新型电力系统
11-30
