江苏顶峰新政补贴利用小时双重保障独立储能收益，41个纳规项目2.345GWh需7月15日并网

获悉，近日江苏省发展和改革委员会发布《我省电力保供政策性保障电网侧新型储能项目开展容量租赁的联系方式》，文件表示目前全省有41个已纳规的电网侧新型储能项目自愿承诺确保在2024年7月15日前建成并网，总规模1.173GW/2.345GWh。

此外，江苏省发展改革委为解决项目建设困难、理顺并网流程问题，发布《关于加快电网侧新型储能项目并网顶峰工作的通知》（以下简称“通知”）。通知表示从加大支持力度，加快并网进度，提高运行效率，优化能力认定，细化项目进度5个方面加快电网侧新型储能项目并网。该政策将在补贴和利用小时数上对以上41个电网侧储能项目形成强有力的支持。

其中在充放电电价、调峰补贴方面，通知均做出了详细的规定。储能电站全年放电调用时间至少为640小时（迎峰度夏与非迎峰度夏期间各320小时），2小时系统相当于调用320次。迎峰度夏期间，充电不结算电费，放电按燃煤基准价结算，并可按上网电量获得顶峰补偿费用；非迎峰度夏期间，充电按60%燃煤基准价结算，放电按按燃煤基准价结算。

对于独立储能电站提供调峰服务来说，此项条款为储能提供了较为稳定的一项收益。以2小时系统为例，320小时放电调用意味着满充放调用160次，如果按85%的循环效率、90%的充放电深度计算，则1kWh系统，2024年，全年充放电可获得收益119元。

如按照2小时系统EPC平均报价1.496元/Wh造价考虑（可参考文章：2月储能市场招投标分析：4小时系统进入0.5元/Wh时代，2小时系统报价稳步下行），叠加储能电站容量租赁费用（按300元/kW·年考虑），则在顶峰调峰+容量租赁的双重收益下，江苏省的独立储能电站静态回收期约为6.48年。

以上政策将对41个纳规项目形成强有力的支持。另外，江苏省为促进该批次项目顺利实现容量租赁，公布了项目清单及联系方式，鼓励可再生能源发电市场化项目业主单位优先与这批储能项目联系洽谈储能容量租赁事宜。

《关于加快电网侧新型储能项目并网顶峰工作的通知》关键内容如下：

凡自愿承诺并确保在2024年7月15日前建成并网的电网侧新型储能项目，各地各部门应给予大力支持。

迎峰度夏（冬）期间（1月、7-8月、12月）不结算用电费用，放电上网电量价格为我省燃煤发电基准价（0.391元/kWh）；顶峰费用逐年退坡，具体为：2023年至2024年0.5元/kWh，2025年至2026年1月0.3元/kWh。

非迎峰度夏（冬）期间用电量按我省燃煤发电基准价的60%结算，放电电量上网价格为我省燃煤发电基准价。

原则上2024-2026年的迎峰度夏（冬）期间（1月、7-8月、12月）四个月累计放电调用时间不低于320小时，力争每天两充两放，其余八个月累计放电调用时间不低于320小时，力争每天一充一放。即全年至少调用640小时。

按电力调度要求首次并网、进入正式顶峰运行的政策保障性电网侧新型储能项目，可暂以其调度贡献的最大顶峰能力视同调峰能力认定，其配建相应容量的新能源项目可视作已落实市场化并网条件。

具体措施如下：

加大支持力度

根据我省2024年电力保供需要和新能源项目实际进度，需要一批电网侧新型储能项目提前建设、加快并网，发挥应急顶峰作用。凡自愿承诺并确保在2024年7月15日前建成并网的电网侧新型储能项目，为我省电力保供的政策保障性项目，各地各部门应给予大力支持，确保项目建得快、安全佳、效益好。

加快并网进度

已签订并网调度协议，符合本体安全、建设性能等要求，满足调度、计量等技术规范的政策保障性电网侧新型储能项目，可及时向省电力调度机构申请加快并网，按电力调度要求完成首次并网后就可进入正式顶峰运行，并按照“苏发改能源发〔2023〕775号”文件，执行相应充电、放电上网电量价格、顶峰费用等政策。

• 其充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加

  
  

• 迎峰度夏（冬）期间（1月、7-8月、12月）不结算用电费用，放电上网电量价格为我省燃煤发电基准价（0.391元/kWh）

  
  

• 非迎峰度夏（冬）期间用电量按我省燃煤发电基准价的60%结算，放电电量上网价格为我省燃煤发电基准价。

  
  

• 在2023年至2026年1月的迎峰度夏（冬）期间（1月、7-8月、12月），依据其放电上网电量给予顶峰费用支持，顶峰费用逐年退坡，具体为：2023年至2024年0.5元/kWh，2025年至2026年1月0.3元/kWh。

如发生无法调用或调用不足的情况，需按照有关规定执行相应考核。

政策保障性电网侧新型储能项目在首次并网后6个月内须完成相应并网试验，如因项目自身原因未按期完成的，经认定后暂不结算后续的放电上网电量和顶峰费用。

提高运行效率 

省电力调度机构应优化调控策略和运行方式，尽可能发挥政策保障性电网侧新型储能项目的顶峰作用，原则上2024-2026年的迎峰度夏（冬）期间（1月、7-8月、12月）四个月累计放电调用时间不低于320小时，力争每天两充两放，其余八个月累计放电调用时间不低于320小时，力争每天一充一放，充分提高政策保障性项目的运行效率和效益。

优化能力认定

省电力调度机构应优化新型储能项目的调峰能力认定流程，已按电力调度要求首次并网、进入正式顶峰运行的政策保障性电网侧新型储能项目，可暂以其调度贡献的最大顶峰能力视同调峰能力认定，其配建相应容量的新能源项目可视作已落实市场化并网条件。后续应在6个月内完成调峰能力认定相关工作，未按期完成的，应终止其调峰能力认定，并依规处理相应配套的新能源项目。

细化项目进度

各设区市发展改革委应对已纳规的电网侧新型储能项目细排工期，进一步梳理建设条件，明确可在2024年7月15日前建成并网的政策保障性电网侧新型储能项目，于2024年1月15日前正式行文上报我委。我委将加强考核并对未按期建设的项目所在市的发改委予以通报。省电力公司应做好政策保障性电网侧新型储能项目的并网、调度、计量、结算等工作，及时明确内部流程和细则要求，确保项目顺利并网顶峰。

原文如下。