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近日，河南省发改委发布关于征求《推动河南省新型储能高质量发展的若干措施（征求意见稿）》意见建议的函。
征求意见稿指出，到2030年，新型储能装机规模达到1500万千瓦（15GW），市场机制、商业模式、标准体系基本成熟健全，多元储能体系初步建成。
在新能源装机规模大、消纳压力大的地区，满足新能源消纳需要，重点在安阳、濮阳、鹤壁、三门峡、洛阳等地布局大型电网侧储能项目。
在新能源资源禀赋好、发展潜力大的地区，推动新能源与储能协同发展：重点在南阳、周口、驻马店、商丘、平顶山等地因地制宜布局建设一批友好型新能源电站。
在电力负荷集中、保供压力大的地区，重点布局电网侧储能，保障郑州、周口、驻马店、商丘及开封等地区电力稳定供应。
对于独立储能的支持措施重点如下：
当独立储能因现货运行导致收益减少时，以储能电站系统循环电效率75%为基准，按照上网电量0.383元/千瓦时兜底收益，对结算不足部分给予补偿，当综合效率低于75%时，按照实际效率除以75%进行折减后兜底收益。
调节电源按照新型储能、抽水蓄能、气电、煤电顺序依次调用。独立储能项目每年调用完全充放电次数原则上不低于350次。
开展调峰服务时，调度机构不得在高、平电价时段调用充电，低电价时段调用放电。
对未参与配储且未签订容量租赁协议的电网侧独立储能，按照满功率连续放电时长除以前一年全年最长净负荷高峰持续时长、再乘以当地煤电容量电价标准，对电力系统可靠容量给予合理补偿。
支持独立储能容量租赁，严格落实储能项目全省范围租赁要求，确保独立储能容量在全省范围调配使用，不受区域限制。
调度机构应优先调用储能配比（包括租赁储能）高、时长长的新能源项目电量。租赁储能容量的新能源场站在分摊辅助服务费用时给予30%减免。
建立健全新型储能参与电力辅助服务市场的机制，支持煤电配储、独立储能、储能聚合商提升涉网性能，获得调频、黑启动、爬坡、备用等收益。
支持未申请过财政奖励资金且已投运的新能源配建储能项目，具备条件时加快转为独立储能电站。
未开工建设的新能源配建储能项目，原则上采取租赁储能模式或直接按照独立储能模式开展建设。
详情如下：
京公网安备11010702002684