广西壮族自治区发展和改革委员会关于公开征求《加快推动广西新型储能示范项目 建设的实施意见》意见的公告

一、布置在工业园区的用户侧储能项目，在满足“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，符合相关标准规范以及电力市场主管部门制定的准入条件”后，是否可认定为独立主体参与电力市场？是否可对新能源发电企业进行容量租赁？二、第三条（六）款：“利用自有场地建设的，装机规模可适当降低，但不应低于5万千瓦。”，未提及连续放电时间，也是按连续放电时间不低于2小时吗？例如在工业园区建设50MW/100MWh储能项目是否能纳入自治区集中共享新型储能示范项目？

风/光发电等新能源发电站，作为源，输出电能功率具有不确定性，不可控；和传统的可控发电站-水/火发电站特性不同，这些不同体现在，无转动惯量，无一次/二次调频等能力，所以风/光新能源电站，对国家大电网而言，不友好，一直以来并网比例受到国家电网限制，导致新能源发电被弃光和弃风。为了解决新能源的消纳，电力行业推出独立储能电站作为对新能源发电站的功率不可控的补偿。

美国在这方面走在前面，对新能源电站和独立储能完全按照传统水火电站的功能和指标考核，市场化政策完善。国内的山西2021年就学习美国，推出了类似政策，2022年青海和江苏也出台了新能源辅助服务，包括转动惯量、一次二次调频服务政策。本次广西的文件中对于独立共享储能电站一次调频、二次调频这两块的考核及补偿机制未提及，建议补充完整。

一、新型储能调峰辅助服务交易价格在实施意见中已经明确，对于独立共享储能电站一次调频、二次调频这两块的考核及补偿机制目前在实施意见中未提及，还望进一步明确具体实施政策。山西省能监办在国内首次明确了独立储能电站可作为参与电力一次调频的市场交易。国家能源局西北监管局已提出储能可参与有偿辅助服务包括一次调频、二次调频、爬坡、转动惯量等。二、独立共享储能电站的租赁容量上下限未明确。

储能调频也是化学储能规模应用的一个非常巨大的应用场景，储能配合现有发电机组调频，收益率较独立储能高，在广东、山西、江苏等省份的火电机组上已得到大规模普及。广西纳入南网地区统一调频市场，在调频领域处于劣势。建议该实施方案中提补充储能调频的内容，并针对广西区域特殊性，给与灵活性政策支持。比如在调频空置时间段允许储能电站参与调峰获得补偿，增加储能电站收益。让储能在广西更多的应用场景得到过规模化推广和发展。

建议：第三条：加强制度执行。第六点：严格储能设备应用标准。完全充放电次数不低于6000次。是否可以通过更换电池的方式满足6000次的要求，定义不够精准，建议完善。 建议调整为：在不更换主要设备的前提下，理论充放电次数不低于6000次。或者：允许更换设备，满足充放电不低于6000次。 理由：目前储能的设备主要是磷酸铁锂，是能够满足6000次的要求。但有些化学电池（铅酸电池），通过跟换电池芯也能满足6000次的充放电要求。建议该条款的描述需要更加精准些，明确充放电不低于6000次的要求是否可以通过跟换电池芯给予满足条件，以免部分企业对充放电6000次的概念产生误区。

建议：缩短滚动调整规划库的时间，明确滚动调整规划库的时间周期。例如3个月进行一次滚动调整，对于没有实质性开发的储能项目给于调出，对于有利于开发条件的项目给予补入。 建议调整条款：第三点加强制度执行，第一条健全新型储能项目备案管理：新建集中式储能项目须纳入自治区新型储能发展规划项目库统一管理，并实施滚动调整。 理由：各企业在内部立项、审批投资的条件不同，有的企业只有进入政府的规划库后，才能实质性发生投资或开工建设，如果错失了第一次进入规划库的机会，等到第二批示范项目或再次调整规划库的时间过长，不利于具备条件的储能项目开发。而共享储能项目的开发周期短，以100MW/200MWh的共享储能电站为例，从项目前期开发到工程建设投产有12个月即可，在进入规划库的阶段能够缩短一些时间，是加快项目落地的有效手段。

文件明确纳入首批示范项目的新型储能年容量租赁费价格参考区间为160—230元/kWh，我公司建议年容量租赁费价格不低于200元/kWh。理由：1.以100MW/200MWh项目为例，容量租赁价格每差10元/kWh/年，则储能电站每年收入差200万元。而就调峰次数而言，每多10次调峰，按广西0.396元/kWh充电电量补偿价格，考虑电池损耗的情况下收益不足70万元，因此相较调峰次数而言，租赁价格是影响储能电站收益的关键因素。

2.自去年开始碳酸锂价格持续走高，已从4万元/吨上涨至50万元/吨，而造成磷酸铁锂电池成本上升，对储能电站投资影响较大。3.共享储能电站按照2.1元/Wh投资成本，调峰次数330次、容量租赁价格160元/kWh/年进行收益率测算，项目投资财务内部收益率（所得税前）不足5%,容量租赁价格按照200元/kWh/年，项目投资财务内部收益率（所得税前）方可超过7%。

实施意见写明独立储能电站调峰辅助服务交易价格下限暂定为0.396元/千瓦时调峰。希望实施意见能够更明确规定独立储能电站按充电电量计算调峰补偿或按照容量计算调峰补偿。

希望实施意见能够更明确规定独立储能电站有效全容量调用充放电次数无法达到文件规定的次数时的补偿补救措施。

政策支持和鼓励长时储能电站，且此次批复的首批示范储能项目存在长时示范。由于新能源项目配储政策给出的是20%和时长两个小时。按此政策执行的话与长时储能容量不匹配（长时储能都在4小时以上）。强烈要求实施意见能够明确规定新能源发电项目配置储能应以时长为基础，按照功率×时长，达到容量要求既视为已满足配套储能配置要求。

新能源发电项目国家已有规定享受增值税和所得税的的相关优惠，电化学储能作为新能源的配套，独立共享储能电站应明确享受新能源发电项目的各项优惠。

部分新能源发电项目购买、租赁储能服务时希望通过金融租赁方式解决。大部分金融租赁公司认为储能容量服务不是有形资产，不认同储能容量服务为金融租赁的标的。希望实施意见规定储能容量服务可作为金融租赁的标的或可作为融资的担保物，以完善新能源领域的金融服务。

建议把：（三）建立新型储能容量租赁制度。鼓励市场化并网新能源项目在全区范围内以容量租赁模式配置储能需求，支持新型储能项目投资建设企业通过容量租赁费回收建设成本并获得合理收益。纳入首批示范项目的新型储能年容量租赁价格参考期间为160--230元/千瓦时。 修改为：（三）建立新型储能容量租赁制度。市场化并网新能源项目在全区范围内以容量租赁模式配置储能需求，纳入首批示范项目的新型储能年容量租赁价格参考期间为200--230元/千瓦时。 建议修改理由：一是广西现在执行的电力辅助服务市场价格与于云南、广东、贵州、海南等省份相比偏低（详见2022年6月南方能源监管局发布的关于印发《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》的通知南方监能市场〔2022〕91 号）。新型储能项目回收建设成本以及合理投资收益的主要收入来自储能容量租赁，新型储能年容量租赁指导价格低于200元/千瓦时很难保障储能投资建设企业有合理收益，不利于推动新型储能发展；二是国网区域很多省份支持储能示范项目发展的年容量租赁指导价格也不低于200元/千瓦时。