储能电站。存量新能源项目增配的储能设施,原则上按照大型独立储能
电站标准进行建设。新能源项目已配建的新型储能设施,按照自愿原则
在具有独立法人资格,具备独立计量、控制等技术条件,达到相关标准
规范和电力市场运营机构等有关方面要求,并接入调度自动化系统可
被电网监控和调度的基础上,可转为独立储能设施。
(四)支持新能源项目租赁独立储能容量。鼓励我省 2021、2022 年
年度风光开发方案中的新能源企业采用租赁或共建共享方式配建储能
设施。支持存量新能源项目优先通过租赁大型独立储能电站容量实现储
备调节功能。对2023 年及以后申请纳入年度风光开发方案的新能源项
目,租赁独立储能项目容量并签订 10 年以上长期租赁协议的,同等条
件下优先纳入。长时(超过 2 小时)储能项目容量租赁给新能源项目时,
可按照比例折算到 2 小时系统功率。储能项目建成投产 6 个月后,匹配
的新能源项目仍未建成的,相应的储能容量可重新选择新能源企业进
行租赁。
三、健全市场化运营机制
(一)完善独立储能项目价格政策。在进入电力现货市场前,独立
储能项目放电、充电时,原则上分别作为发电和用电市场主体参与中长
期交易。2025 年年底前迎峰度冬、迎峰度夏期间,独立储能项目按照电
网调度指令在高峰(含尖峰)时段放电的,由电网企业收购,上网电
价按照当月煤电市场化交易均价的 1.64 倍执行;充电时,可选择由电
网企业代理购电,其各时段充电电量享受分时电价政策。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。
进入电力现货市场后,独立储能电站用电电价、上网电价按照现货市场
价格及规则结算。我省规定与国家今后出台的储能电价政策不一致的,
按照国家政策予以调整。
(二)支持独立储能项目参与电力辅助服务市场。独立储能项目参
与电力辅助服务市场交易时,按照我省火电机组第一档调峰辅助服务
交易价格优先出清,调峰补偿价格报价上限暂定为 0.3元/千瓦时。已
并网的存量新能源项目按照要求配置储能设施并达到独立储能运行条
件要求的,参与辅助服务分摊时给予一定减免。
(三)建立独立储能容量共享租赁制度。省发展改革委要按年度发
布容量租赁参考价(2023 年磷酸铁锂储能电站容量租赁参考价不超过
200 元/千瓦时·年),鼓励新能源企业和独立储能项目企业根据当年
租赁参考价签订 10 年以上长期租赁协议。储能项目容量在河南电力交
易中心统一登记备案,容量可根据调峰需求由新能源企业在全省范围
内租赁使用。河南电力交易中心按月度组织租赁交易,交易结果作为新
能源企业配置储能容量的依据。
(四)落实用户侧储能峰谷电价政策。储能设施充电执行谷段电价
政策,每日 23 时至次日 7 时谷段时间充电时,谷段电价按平段电价的
41%执行,其中,每年1月、7 月、8 月、12 月谷段电价按平段电价的 47%
执行。上述政策如有调整,按调整后的政策执行。政府性基金及附加、容
(需)量电价不参与浮动。
(五)优化调度运行机制。提高独立储能项目调度频次,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;为保障电力可靠