独立电池储能电站
放，相对于初始值)。海辰储能300Ah电力储能专用电池采用海辰储能300Ah电力储能专用电池的储能系统，相较当下280Ah储能电池，可以实现全生命周期度电成本降低25.3%;如果以用户侧储能电站，按照
需求爆发;2)2021年国内部分独立储能电站项目从施工调试到正式装机运行集中在2022年上半年释放;3)整县推进、分布式光伏爆发叠加华东、华南地区部分省市对储能项目的补贴政策刺激，工商业储能项目投资在
H1迎来一波高潮期。根据GGII统计，2022H1国内储能锂电池出货量达到44.5GWh，整体规模已接近2021年全年水平。电力储能方面，2022H1电芯出货达到30GWh。主要受益于两大块：1)国内
储能设施成本收益纳入输配电价回收。利用峰谷电价政策，促进用户侧储能发展。独立建设并向电网送电的新型储能电站，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加费用。(五)完善市场机制。完善适应新型储能发展的
项目配建的调峰能力应按照当年市场化并网的文件要求执行。对于不具备配建储能电站条件的光伏项目，可通过购买方式落实储能容量。鼓励分布式光伏发电项目配建储能电站或购买调峰服务。鼓励存量新能源项目增配或购买新型储能
。探索开展规模化高安全高性能液流电池储能电站系统设计与示范。不断完善电力调峰辅助服务市场建设，理顺新型储能价格机制，保障本地电化学储能示范项目并网运行。到2025年，抽水蓄能、新型储能规模分别达到300
，柔性直流输电技术占领世界制高点。风电光伏总体技术、常规油气勘探开采技术、百万千瓦级三代核电技术、主流储能等技术处于国际先进水平。煤炭开发利用技术装备实现规模化应用，氢能及燃料电池技术进入示范阶段，各类
在用电负荷聚集区建设大型独立共享储能电站，配套建设储能电池项目。强化储能应用需求引领。统筹发挥市场调节和政策引导双重作用，以保障能源安全为底线目标，强化新能源发电、煤电等对储能的需求引领，建立独立
储能共享和储能优先参与调峰调度机制，新能源场站原则上需配置不低于10%的储能设施，鼓励煤电企业结合调峰调频需求，投资建设大型独立共享储能电站。充分发挥试点先行的引领作用，加快储能示范项目建设进度，促进
建设，确保“十四五”期间投产296万千瓦。科学布局电化学储能。按照“统筹规划、集中建设、市场主导、开放多元、共建共享、安全规范”的原则，以电网侧独立储能电站为重点，集中规划一批储能项目。鼓励围绕微电网
条逐步完善，装备技术有效突破。产业链方面，建立了具有中部领先水平的新能源装备产业链。兆瓦级风电整机年产能达到1000套以上，稳居全国前列，形成中部六省综合配套能力最强的风电产业集群；高效太阳能电池
储能项目建设，做好云河发电有限公司AGC储能辅助调频项目运行管理工作，加快云河发电公司50MW独立储能电站项目、云浮110千伏凤凰变电站提升10千伏侧供电能力专项项目建设进度。专栏3 清洁电源重点工程列表
平价农业光伏复合项目、天宏国际云安区富林镇150MWp农光互补光伏发电项目、硫铁矿矿区大台水库100MW矿区综合治理光伏项目。储能：云河发电公司AGC储能辅助调频项目、云河发电公司50MW独立储能电站
新型储能印发《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则》(以下简称《新型储能实施细则》)。
两个细则中明确规定，新型储能、抽水蓄能等纳入并网主体管理，首次明确独立储能电站参与电力辅助服务补偿
标准。同时，增加了电力辅助服务种类，储能电站参与门槛降低、辅助服务补偿价格上涨。
01、独立储能电站参与电力辅助服务补偿标准
《新型储能实施细则》明确表示适用于南方区域地市级及以上电力调度机构直接
服务2.5Gwh以上的锂电池储能项目，市场占有率遥遥领先，其中国家电投海阳储能电站(100MW/200MWh )、山东华电滕州电化学储能项目(100MW/200MWh )、莱芜孟家储能电站(100MW/200MWh
锂离子电池、铅蓄电池、液流电池等;电磁储能包括超级电容储能、超导储能等技术。 近年来，电化学储能关键技术被陆续攻克。锂电池具有能量密度大、功率性能高、响应速度快等特点，应用广泛，在电化学储能装机容量中占
