储能与电力市场获悉，近日，广西壮族自治区发展和改革委员会发布公开征求《加快推动广西新型储能示范项目建设的实施意见》（以下简称《实施意见》）意见的公告。
根据《实施意见》，广西自治区内不低于100MW/2h独立共享储能电站可实现储能容量租赁+调峰辅助服务的盈利模式：
储能容量租赁，租赁费标准参考区间160~230元/kWh
调峰辅助服务，调峰补偿下限暂定为0.396元/kWh
有效调用次数，有效全容量调用充放电次数原则上不低于300次/年，2023年6月底前全部建成投运的不低于330次/年
广西省的容量租赁费用标准以及调峰补偿标准，在全国已属于较高水平。例如河南省容量租赁费用指导价为200元/kWh·年；山东省常见的租赁价格为300元/kW·年左右，按2小时系统计算，可等效150元/kWh·年。而调峰补偿方面，山东省示范项目阶段，调峰补偿标准为0.2元/kWh，其他省份的调峰辅助服务市场出清价格普遍位于0.2元/kWh左右。
如全部按照最低标准计算，广西自治区内一个100MW/200MWh的独立共享储能电站，依靠容量租赁以及调峰补偿，全年最低可实现收益5576万元。相较于其他省份，广西省的独立共享储能电站已经非常具有投资价值。
另外，《实施意见》还指出，广西省的独立共享储能电站充电不承担输配电价、政府性基金基金和附加，这显然也为储能电站的充电节约了大量的成本。
另外，为引导新能源租赁储能容量，该实时方案也准备了一套组合拳：
已通过容量租赁模式配置储能的市场化并网新能源项目，暂不参与调峰辅助服务费用分摊。显然这对于新能源发电项目来说，是一项可观的隐形收益。一方面通过容量租赁满足配储需求，支付的租赁成本将低于场站直接建设储能设备；另一方面，可减免调峰辅助服务分摊，等同于获得相应收入。
对于未按承诺履行新型储能建设责任，或未按承诺比例租赁新型储能容量的新能源企业，自治区能源主管部门按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍予以扣除对应新能源投资主体已并网项目的并网发电容量。新型储能电站项目原则上按照装机规模认定调峰能力，购买储能服务或租赁储能容量的，根据合同中签订的调峰能力进行确认，对于发现未足额建设储能设施的企业，在计算调峰能力时按照未完成容量的2倍予以扣除。
可以预见，广西省新能源发电企业租赁储能容量的积极性将由此激发，或可避免部分地区出现的容量租赁困难的局面。
在电力市场改革日新月异的今天，政策的可持续性是开发商普遍关系的问题。广西省的独立共享储能电站现阶段的盈利模式是容量租赁+调峰补偿，未来也将走向容量租赁+现货市场的道路。《实施意见》指出：
独立储能项目充电时作为电力用户、放电时作为发电主体，按市场价格机制及交易规则结算。
在广西电力现货市场正式运行前，独立储能项目主要参与电力辅助服务市场与电力中长期市场交易。
电力现货市场正式运行后，及时制定和完善独立储能参与中长期市场交易、辅助服务市场交易、现货市场交易的具体规则，推动独立储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约，充分发挥移峰填谷和顶峰发电作用。
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。优化完善峰谷电价政策，适时适度拉大峰谷价差。鼓励进一步扩大电力中长期市场、现货市场交易价格上下浮动幅度，指导独立储能签订顶峰时段和低谷时段带曲线的电量、电价合约。
显然，广西省此次公布的《实施意见》，已经考虑到未来调峰市场向现货市场切换后，独立共享储能电站的应用问题。充、放电时的身份及价格结算，拉大现货市场交易价格上下浮动幅度，指导独立储能签订顶峰时段和低谷时段带曲线的电量、电价合约等，都将为未来独立共享储能电站参与电力现货市场创造盈利机会。
考虑到广东近期出台的政策，推动新能源进现货、中长期市场分时段交易形成分时价格信号等，处于南网管辖区的广西电网，或可为储能创造更多应用空间（可参考文章：广东:新能源进现货，中长期市场形成分时价格信号，或有利于拓展储能应用）
独立储能电站参与电力现货市场，已在山东具有应用实例，广西省的此次发布的实施方案，也充分考虑的未来的可行性方向。独立储能电站的经济核算可算有据可依，预计开发商的目光将纷纷转向此市场。
以下是《实施意见》的重点内容摘录。《实施意见》从加快新型储能市场化发展、推动新型储能规模化发展和加强制度执行三个方面制定意见，促进储能应用发展。
加快新型储能市场化发展
建立新型储能容量租赁制度。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费价格参考区间为160-230元/千瓦时。
推动新型储能参与多类型电力辅助服务。新型储能调用补偿价格参照燃煤机组30%-40%负荷率时的调峰辅助服务交易价格执行，下限暂定为0.396元/千瓦时。已通过容量租赁模式配置储能的市场化并网新能源项目，暂不参与调峰辅助服务费用分摊，后期视情况调整。
推进新型储能参与调频辅助服务交易，鼓励新型储能参与调压、黑启动、备用等辅助服务交易。
推动新型储能规模化发展
投资建设一批大、中型集中式新型储能示范电站，优先发挥新型储能“一站多用”的作用。鼓励新能源发电企业通过合建、租赁、购买等方式落实储能配置要求。
加强新型储能项目规划引导，优先在新能源弃电高风险地区、新能源大规模汇集地区、电网安全稳定运行水平不高的关键节点，综合考虑城乡发展、消防安全、交通运输、水文地质等要求进行科学布局，合理规划。
建立全区集中式新型储能项目规划储备库，定期滚动更新。根据新能源发展与电力系统调节能力需求，由自治区能源主管部门分批次安排新型储能项目示范建设。
加强制度执行
新型储能有效全容量调用充放电次数原则上不低于300次/年。加大新型储能示范项目支持力度，2023年6月底前全部建成投运的集中共享新型储能有效全容量调用充放电次数不低于330次/年。
对于未按承诺履行新型储能建设责任，或未按承诺比例租赁新型储能容量的新能源企业，自治区能源主管部门按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍予以扣除对应新能源投资主体已并网项目的并网发电容量。
新型储能电站项目原则上按照装机规模认定调峰能力，购买储能服务或租赁储能容量的，根据合同中签订的调峰能力进行确认，对于发现未足额建设储能设施的企业，在计算调峰能力时按照未完成容量的2倍予以扣除。
新型储能电站应具备独立计量、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，集中共享新型储能原则上容量不低于10万千瓦，额定功率下连续放电时间不低于2小时，完全充放电次数不低于6000次，充放电深度不低于90%。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。
原文如下：
