储能与电力市场获悉，5月19日，新疆发改委印发了《自治区发展改革委关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》。共推出八项举措支持新型储能健康有序发展。
《自治区发展改革委关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》明确了新疆储能可在容量租赁、电力市场充放电、容量电价补偿、调峰辅助服务等多方面获得收益。独立储能电站可自主选择参与电能量（中长期交易、现货）、辅助服务等市场，也可部分容量分别参与上述市场交易。新疆储能拥有获得多重收益的可能。具体情况如下表所示。
此前，储能与电力市场曾对此政策的征求意见稿进行过详细的解读（可参考文章：新疆一揽子储能政策讨论中：容量租赁300元/kWh·年，容量补偿0.2元/kWh，调峰补偿0.55元/kWh）。
与征求意见稿相比，此次出台的正式文件中，针对储能调峰辅助服务的条款有较大改变，正式文件中，对于被电网调度进入充电状态进行调峰的储能设施，在充电电量按0.55元/kWh进行补偿外，另外增加了放电量按0.25元/kWh结算的条款。
如果储能电站的充放电效率按85%计算，折合放电电价，意味着储能电站调峰时，每充电1kWh，可等效获得0.7625元/kWh的补偿（0.55元/kWh+0.25元/kWh×85%）。
同时，正式稿也指出，南疆四地州投运独立储能项目原则上2023年全年调用完全充放电次数不低于100 次。因此，一个100MWh的独立储能电站，调峰收益一年约为762.5万元（100MWh×100次×0.7625元/kWh）。
需要说明的是，以上调峰政策的限制条件为“在全网弃风弃光时段根据电力调度机构指令进入充电状态”。独立储能电站参与市场化的调峰辅助服务市场，将需要参考《新疆电力辅助服务市场运营规则》执行。
4月28日新疆能监办发布了《新疆电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》，征求意见稿中提出，独立储能提供深度调峰辅助服务，竞价上限0.55元/kWh，调用时长不低于1小时（可参考文章：新疆辅助服务新规：储能调峰报价上限0.55元/kWh，调频申报0-15元/MW）。
另外，储能电站进行调峰操作时，或还需要承担一定的充电成本。配套政策中明确：独立储能放电上网时，作为发电市场主体参与中长期交易，执行分时交易上网电价：充用电时，视同电力用户执行峰谷分时电价政策，参与中长期交易与发电企业签订分时段市场合约。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。
需要注意的是，除辅助服务外，独立储能也可参与电力中长期市场。中长期市场的规则，已于5月18日发布（可参考文章：新疆独立储能参与中长期市场：≥5MW/2h，与新能源进行双边交易）。在参与中长期市场时，储能在现阶段主要以与新能源场站开展双边交易的形式进行，储能企业充电时仅与新能源企业进行交易，放电量视为新能源电量。
《自治区发展改革委关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》的关键信息详情如下；
完善新型储能市场价格机制。
鼓励储能以独立身份参与电力市场中长期交易或现货交易。独立储能电站可自主选择参与电能量（中长期交易、现货）、辅助服务等市场，也可部分容量分别参与上述市场交易。新能源配建储能自行选择与配建主体一体参与市场化交易也可以或通过技术改造转为独立储能后单独参与，涉及源网荷储一体化项目的储能原则上暂不转为独立储能。
独立储能放电上网时，作为发电市场主体参与中长期交易，执行分时交易上网电价；充用电时，视同电力用户执行峰谷分时电价政策，参与中长期交易与发电企业签订分时段市场合约。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。电力现货市场运行后，独立储能电站用电电价、上网电价按现货市场价格及规则结算。
试行独立储能容量电价补偿。
对我区建成并网的独立储能电站实施容量补偿。2025 年底前，补偿标准按放电量计算，2023 年暂定 0.2 元/kWh，2024 年起逐年递减 20%（即 2024年补偿标准 0.16 元/kWh、2025 年补偿标准 0.128 元/kWh）。补偿所需资金暂由全体工商业用户共同分摊。
加快推动独立储能参与辅助服务市场。
鼓励独立储能自主报量参与调峰辅助服务市场，现阶段执行特殊调用支持政策，在全网弃风弃光时段根据电力调度机构指令进入充电状态的，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为 0.55 元/kWh；其放电量按照 0.25 元/kWh结算，不再享受容量电价补偿。电网企业在同等条件下确保优先调用储能设施，南疆四地州投运独立储能项目原则上2023年全年调用完全充放电次数不低于100次。
建立共享储能容量租赁制度。
鼓励新能源企业以共同建设、租赁容量的模式实现配置储能需求，支持独立储能项目通过出售、租赁调峰容量等共享服务回收建设成本并获得合理收益，对应容量不再享受容量电价补偿。
鼓励已批复尚未开工建设的市场化新能源配套储能，按地区集中建设共享储能，规模不小于 50MW/200MWh（4 小时储能时长）。
2025 年前，自治区发展改革委按年度发布容量租赁参考价格（2023 年参考价暂定 300元/kW·年），引导储能容量租赁价格合理形成。新能源企业和共享储能项目企业根据当年租赁参考价签订5年以上长期租赁协议或合同。
探索建立新型储能容量市场，推动风电、集中式光伏与新型独立储能进入容量市场进行交易。
另外，文件也对储能与新能源的协同、服务监管等方面做了规定：
在储能与新能源协同方面，新能源项目开发应按要求采用自建或共建、租赁或购买储能服务等方式配建储能设施。鼓励采用液流电池、压缩空气或二氧化碳储能、飞轮储能、重力储能等储能方式，提高系统调节能力。
监管方面，能源监管机构应在《电力辅助服务管理实施细则》《电力并网运行管理实施细则》制修订时，明确、细化各类储能的考核和补偿标准，激励储能企业使用好、维护好储能设施，规范电力调度机构在临时调峰、紧急调峰时调用储能的行为。
提高独立储能利用率方面，电网企业应科学制定独立储能电站调度运行管理规定，明确相关规程规范。为保证项目调峰和储能能力可用性，电网调度机构不定期对独立储能项目开展调度测试，充分发挥独立储能电站在调峰、调频等方面的优势。
配套政策详情如下。
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通过对2022年中国储能市场的发展特点、项目开展情况、市场竞争情况的深入分析，储能与电力市场近期形成了三份年度行业分析报告：
《2022年储能市场分析和2023年发展展望》
《储能项目招投标及报价全景分析报告（2022年）》
《独立式储能电站周年考（2022年）》
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