为拓宽配建储能盈利渠道，鼓励其积极参与电力市场，更好地发挥电力系统调节作用，近日，山东省发改委、国家能源局山东监管办公室、山东省能源局联合发布了《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》。
新型储能按应用场景分为独立储能和配建储能。独立储能电站是具备独立法人资格，满足独立计量、控制等相关技术条件，可被电网直接调度的储能设施。配建储能大部分在集中式光伏电站，是指与风电场、光伏电站配套建设的储能电站，为新能源场站附属设施，主要用于消纳配套新能源场站弃风弃光电量，不具备独立法人资格。
截至目前，山东省独立储能规模197.6万千瓦、占70%，配建储能规模85.4万千瓦、占30%。与独立储能相比，配建储能未进入电力市场，缺乏盈利模式，无法享受电力市场红利，参与电网调峰的积极性、主动性不高。今年上半年，独立储能可基本实现每天一充一放，利用小时数达533小时，而配建储能利用小时数为192小时、仅为独立储能的1/3，利用小时数不高。
通知指出，对同一安装地点功率不低于3万千瓦的配建储能，按照自愿原则，改造后接入电压等级为110kV及以上，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的要求，并接入调度自动化系统可被电网监控和调度的，可转为独立储能。
此外，在安全性方面，项目应具有较为完善的安全方案，符合相关安全规范要求，须按接入电压等级选择对应资质的设计、施工、监理、调试等单位。严格消防风险管控，配套CO、VOC或H2等复合型气体检测报警系统，具备完善的消防预警和防止复燃措施。特色应用亮点突出的，优先转为独立储能。
涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。
其他相关技术要求如下：
新能源电站配建储能应具备独立的AGC控制功能，并通过省级调度机构联调测试，具备调度主站远方控制能力。
新能源电站应在站内新建储能专用升压变，将存量储能接入专用升压变，实现单独计量结算。
新能源电站应配备储能运行值班人员，满足独立储能电站值班人员持证上岗工作要求。
调度机构应按独立储能电站管理要求重新对其下达调度命名，并明确调度管辖关系。
新能源配建储能转为独立储能前，应重新与电网企业签订并网调度协议、购售电合同、供用电合同；完成并网检测并向调度机构提供合格的检测报告。
新能源配建储能应完成所有并网调试项目转入正式运行后，方可申请转为独立储能。
新能源电站具备以上条件后，应向调度机构提交配建储能转独立储能验收申请，调度机构与能源主管部门联合组织开展验收，验收通过后项目业主应在电网企业营销部门完成建档立户，立户后可在电力交易机构办理相关手续。
《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》政策解读
为拓宽配建储能盈利渠道，鼓励其积极参与电力市场，更好地发挥电力系统调节作用，根据《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》（发改办运行〔2022〕475号）和《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》（鲁发改能源〔2022〕749号）精神，省发展改革委、山东能源监管办、省能源局联合印发了《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》（以下简称《通知》）。
一、出台背景
新型储能按应用场景分为独立储能和配建储能。独立储能电站是具备独立法人资格，满足独立计量、控制等相关技术条件，可被电网直接调度的储能设施。配建储能大部分在集中式光伏电站，是指与风电场、光伏电站配套建设的储能电站，为新能源场站附属设施，主要用于消纳配套新能源场站弃风弃光电量，不具备独立法人资格。
截至目前，我省独立储能规模197.6万千瓦、占70%，配建储能规模85.4万千瓦、占30%。与独立储能相比，配建储能未进入电力市场，缺乏盈利模式，无法享受电力市场红利，参与电网调峰的积极性、主动性不高。今年上半年，独立储能可基本实现每天一充一放，利用小时数达533小时，而配建储能利用小时数为192小时、仅为独立储能的1/3，利用小时数不高。
印发《通知》支持符合相关条件的配建储能可自愿转为独立方式运行，并作为市场主体参与电力市场交易，主动参与电网调峰，享受更多优惠政策。
二、主要内容
《通知》主要包括试点条件、申报程序和建设验收3部分。
1.试点条件。明确了配建储能转为独立储能的技术条件、安全方案和其他要求。其中，技术条件要求配建储能需具备一定的规模、接入电压等级、独立计量控制和调控系统等；安全方案要求配建储能符合相关安全规范，设计施工等单位具备相应资质，消防管控满足有关条件；其他要求指出，涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，暂不能转为独立储能等。
2.申报程序。分为项目初审和专家评审两个阶段。其中，项目初审由市级能源主管部门受理并审核项目法人单位报送的申请材料。审核通过后，将初审意见和申报材料报送省能源局；专家评审由省能源局联合有关部门（单位）组织或委托第三方进行。评审合格的，将复函同意开展项目前期工作。
3.建设验收。包括跟踪评估和建成验收两个环节。其中，跟踪评估由市级能源主管部门负责项目日常跟踪管理。同时，明确项目时间进度要求；建成验收由省能源局会同电网调度机构组织开展，实现闭环管理。
开展该试点工作是山东省推动新型储能发展的重要举措，有利于激发配建储能的积极性，增加收益来源，提高运行效率，促进其更好地参与电力市场和调度运用，为加快我省新型电力系统建设提供重要支撑。
新型储能按应用场景分为独立储能和配建储能。独立储能电站是具备独立法人资格，满足独立计量、控制等相关技术条件，可被电网直接调度的储能设施。配建储能大部分在集中式光伏电站，是指与风电场、光伏电站配套建设的储能电站，为新能源场站附属设施，主要用于消纳配套新能源场站弃风弃光电量，不具备独立法人资格。
截至目前，山东省独立储能规模197.6万千瓦、占70%，配建储能规模85.4万千瓦、占30%。与独立储能相比，配建储能未进入电力市场，缺乏盈利模式，无法享受电力市场红利，参与电网调峰的积极性、主动性不高。今年上半年，独立储能可基本实现每天一充一放，利用小时数达533小时，而配建储能利用小时数为192小时、仅为独立储能的1/3，利用小时数不高。
通知指出，对同一安装地点功率不低于3万千瓦的配建储能，按照自愿原则，改造后接入电压等级为110kV及以上，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的要求，并接入调度自动化系统可被电网监控和调度的，可转为独立储能。
此外，在安全性方面，项目应具有较为完善的安全方案，符合相关安全规范要求，须按接入电压等级选择对应资质的设计、施工、监理、调试等单位。严格消防风险管控，配套CO、VOC或H2等复合型气体检测报警系统，具备完善的消防预警和防止复燃措施。特色应用亮点突出的，优先转为独立储能。
涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。
其他相关技术要求如下：
新能源电站配建储能应具备独立的AGC控制功能，并通过省级调度机构联调测试，具备调度主站远方控制能力。
新能源电站应在站内新建储能专用升压变，将存量储能接入专用升压变，实现单独计量结算。
新能源电站应配备储能运行值班人员，满足独立储能电站值班人员持证上岗工作要求。
调度机构应按独立储能电站管理要求重新对其下达调度命名，并明确调度管辖关系。
新能源配建储能转为独立储能前，应重新与电网企业签订并网调度协议、购售电合同、供用电合同；完成并网检测并向调度机构提供合格的检测报告。
新能源配建储能应完成所有并网调试项目转入正式运行后，方可申请转为独立储能。
新能源电站具备以上条件后，应向调度机构提交配建储能转独立储能验收申请，调度机构与能源主管部门联合组织开展验收，验收通过后项目业主应在电网企业营销部门完成建档立户，立户后可在电力交易机构办理相关手续。
《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》政策解读
为拓宽配建储能盈利渠道，鼓励其积极参与电力市场，更好地发挥电力系统调节作用，根据《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》（发改办运行〔2022〕475号）和《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》（鲁发改能源〔2022〕749号）精神，省发展改革委、山东能源监管办、省能源局联合印发了《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》（以下简称《通知》）。
一、出台背景
新型储能按应用场景分为独立储能和配建储能。独立储能电站是具备独立法人资格，满足独立计量、控制等相关技术条件，可被电网直接调度的储能设施。配建储能大部分在集中式光伏电站，是指与风电场、光伏电站配套建设的储能电站，为新能源场站附属设施，主要用于消纳配套新能源场站弃风弃光电量，不具备独立法人资格。
截至目前，我省独立储能规模197.6万千瓦、占70%，配建储能规模85.4万千瓦、占30%。与独立储能相比，配建储能未进入电力市场，缺乏盈利模式，无法享受电力市场红利，参与电网调峰的积极性、主动性不高。今年上半年，独立储能可基本实现每天一充一放，利用小时数达533小时，而配建储能利用小时数为192小时、仅为独立储能的1/3，利用小时数不高。
印发《通知》支持符合相关条件的配建储能可自愿转为独立方式运行，并作为市场主体参与电力市场交易，主动参与电网调峰，享受更多优惠政策。
二、主要内容
《通知》主要包括试点条件、申报程序和建设验收3部分。
1.试点条件。明确了配建储能转为独立储能的技术条件、安全方案和其他要求。其中，技术条件要求配建储能需具备一定的规模、接入电压等级、独立计量控制和调控系统等；安全方案要求配建储能符合相关安全规范，设计施工等单位具备相应资质，消防管控满足有关条件；其他要求指出，涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，暂不能转为独立储能等。
2.申报程序。分为项目初审和专家评审两个阶段。其中，项目初审由市级能源主管部门受理并审核项目法人单位报送的申请材料。审核通过后，将初审意见和申报材料报送省能源局；专家评审由省能源局联合有关部门（单位）组织或委托第三方进行。评审合格的，将复函同意开展项目前期工作。
3.建设验收。包括跟踪评估和建成验收两个环节。其中，跟踪评估由市级能源主管部门负责项目日常跟踪管理。同时，明确项目时间进度要求；建成验收由省能源局会同电网调度机构组织开展，实现闭环管理。
开展该试点工作是山东省推动新型储能发展的重要举措，有利于激发配建储能的积极性，增加收益来源，提高运行效率，促进其更好地参与电力市场和调度运用，为加快我省新型电力系统建设提供重要支撑。
