河南放大招！独立储能按0.383元/kWh兜底收益

近日，河南省发改委发布关于征求《推动河南省新型储能高质量发展的若干措施（征求意见稿）》意见建议的函。若干措施表示，到2030年，新型储能装机规模达到1500万千瓦（15GW），市场机制、商业模式、标准体系基本成熟健全，多元储能体系初步建成。

对于独立储能的支持措施重点如下：

当独立储能因现货运行导致收益减少时，以储能电站系统循环电效率75%为基准，按照上网电量0.383元/千瓦时兜底收益，对结算不足部分给予补偿，当综合效率低于75%时，按照实际效率除以75%进行折减后兜底收益。

调节电源按照新型储能、抽水蓄能、气电、煤电顺序依次调用。独立储能项目每年调用完全充放电次数原则上不低于350次。

开展调峰服务时，调度机构不得在高、平电价时段调用充电，低电价时段调用放电。对未参与配储且未签订容量租赁协议的电网侧独立储能，按照满功率连续放电时长除以前一年全年最长净负荷高峰持续时长、再乘以当地煤电容量电价标准，对电力系统可靠容量给予合理补偿。

支持独立储能容量租赁，严格落实储能项目全省范围租赁要求，确保独立储能容量在全省范围调配使用，不受区域限制。

调度机构应优先调用储能配比（包括租赁储能）高、时长长的新能源项目电量。租赁储能容量的新能源场站在分摊辅助服务费用时给予30%减免。

建立健全新型储能参与电力辅助服务市场的机制，支持煤电配储、独立储能、储能聚合商提升涉网性能，获得调频、黑启动、爬坡、备用等收益。

支持未申请过财政奖励资金且已投运的新能源配建储能项目，具备条件时加快转为独立储能电站。

未开工建设的新能源配建储能项目，原则上采取租赁储能模式或直接按照独立储能模式开展建设。

此外，当独立储能电站向电网送电时，其充电电量执行河南省工商业用电峰谷电价差政策，不承担输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加，不执行功率因数考核。独立的小型抽蓄、新型储能电站向增量配电网送电的，其抽水或充电电量不收取输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加。

若干措施还表示，统筹新型储能、抽水蓄能、火电等各类调节性电源发展，依据资源禀赋和产业基础，优化各类电源布局。拓展应用场景，促进新型储能集约化差异化发展。新规划建设的新型储能项目，原则上容量不低于20万千瓦时（200MWh）。

加快推进独立储能项目建设，项目应于取得接入系统批复意见书6个月内开工，15个月内建成投运。同一地市存在50%以上纳规容量项目逾期未开工的，将从严控制储能项目规划指标。鼓励企业以租赁形式使用电解液，降低全钒液流储能初始投入成本，提升全钒液流储能竞争力。

支持新型储能项目优先利用能量密度大于200Wh/kg的锂电池技术，系统具备0—20s可调节惯量时间常数、3倍无功电流输出能力大于10秒、黑启动时间小于10分钟的构网型技术，充放电深度100%、循环次数大于20000次、时长大于4小时的全钒液流技术等先进技术，促进转化应用。

原文如下：