海南省独立储能电站充放电价格征求意见采纳反馈，涉及国电投、华能、大唐等企业建议！

4月24日，海南省发改委发布《关于明确我省电化学独立储能电站充放电价格及有关事项的通知》公开征求意见的采纳情况，在公开征求意见的时间期限内共收到22条反馈意见，经研究，采纳13条，未采纳9条。

 

其中，反馈单位为广储文峡能源（文昌）有限公司、国电投、华能核电、大唐海南能源开发有限公司以及群众意见。

 

在采纳的13条意见当中，广储文峡能源（文昌）有限公司提到，严格储能建设标准。储能项目要严格落实国家、行业储能标准，涉网设备应符合电网安全运行相关技术要求，采用锂电池在90％的深度下充放电次数不应低于6000次到80％的SOC ，综合充放电效率不低于85%。同时，建议出台推动海南省内集中式光伏、风电等新能源企业积极参与储能容量租赁的政策，加强对新能源发电曲线与计划曲线的考核，促进电化学独立储能电站项目储能容量租赁市场逐步、有序形成。

 

国电投提出增加“独立储能”容量有偿服务收益。基于2025年6月以后，南方区域均进入市场化交易，建议在市场交易机制中，“独立储能”作为市场主体参与市场交易机制中的清洁能源消纳，除了电能量按照市场交易规则和辅助服务规则为电网调节进行交易收益外；还可在市场机制引导下，以双边或多边合约形式，参与市场为消纳清洁能源提供容量服务（相当于之前强配政策下的容量租赁），降低新能源场站的弃光率，增加清洁能源消纳比例。容量费用建议按照0.03元/千瓦时，与相应的清洁能源消纳单位进行双边或多边结算。

 

华能核电提到华能海南昌江核电公司预期经营压力巨大昌江核电 3、4 号机组分别于 2026 年和 2027 年并网发电，受制于岛内负荷增长不及预期，且新能源规划大幅增加，加之粤琼联网线输电及备用能力限制，3、4 号机组负荷将长期低于设计值，预期投产以后将长期面临巨额亏损困境，若新增储能电站价差分摊将进一步导致亏损加剧，严重影响我公司正常经营发展，也对我省能源保供安全带来一定风险。海南省发改委表示部分采纳，目前电化学独立储能已被纳入海南省电力辅助服务市场，可参与调峰辅助服务市场。会根据“谁受益，谁承担”原则，继续研究合理的分摊机制。

 

另外，不采纳的意见当中，广储文峡能源（文昌）有限公司提到为保障独立储能发挥顶峰、调峰作用，优化调度结算方式，建议明确独立储能电站项目每年全容量等效充放电调用次数不低于340次，可参考江苏省在迎峰度冬（迎峰度夏）月份全容。海南省发改委对此不采纳，理由为根据海南省电力供需情况，全年储能调用次数约在250次以上，根据征求意见稿提出的充放电价格，基本能够满足独立储能电站的盈利空间。电价补贴是参与市场前的一项过渡政策，预计在2025年底前将参与现货市场，未来电站将主要通过电力市场获利。

 

增加容量电费机制，可由电网企业给予电化学独立储能电站项目支付容量电费或出台储能容量租赁政策，明确储能容量租赁指导价格（可参考河北、河南、广西、四川等地的容量租赁指导价格，区间集中在200-400元／ kWh 年），技术路线以磷酸铁锂为主的储能项目按其装机规模的1.3倍提供租赁服务，且当月未能成功租赁的容量按租赁指导价格下浮30％获得调节费用，由海南省电力交易中心统一登记并公开信息，供新能源企业租赁或购买使用，并鼓励签订与新能源项目全寿命周期相匹配的租赁协议或合同。海南省发改委对此不采纳，理由为136号文件发布后，储能容量租赁市场需求空间较小，我委将不再制定租赁指导价格，租赁价由供需双方自行协商。

 

原文如下：

 

关于公开征求《关于明确我省电化学独立储能电站充放电价格及有关事项的通知

（征求意见稿）》意见的通知

 

为推动我省电化学独立储能行业健康有序发展，结合我省实际情况，我委起草了《关于明确我省电化学独立储能电站充放电价格及有关事项的通知（征求意见稿）》。现公开征求社会意见。

此次公开征求意见时间为2025年3月17日至2025年3月23日。欢迎有关单位和社会各界人士提出意见建议。

附件：关于明确我省电化学独立储能电站充放电价格及有关事项的通知（征求意见稿）

海南省发展和改革委员会

2025年3月14日

（此件主动公开）

附件

海南省发展和改革委员会

关于明确我省电化学独立储能电站充放电价格及有关事项的通知

（征求意见稿）

 

各市、县、自治县发展改革委，海南电网有限责任公司，海南核电有限责任公司，各电化学独立储能电站：

根据《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）、《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司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）等文件精神，为推动我省电化学独立储能行业健康有序发展，结合我省实际情况，现就我省电化学独立储能电站充放电价格政策及有关事项通知如下：

一、执行范围

参与中长期和现货电能量市场前，对全容量并网运行的电化学独立储能电站执行充放电价格政策；参与中长期或现货市场后，充放电电量执行电能量市场交易价格。

二、价格设置

符合条件的电化学独立储能电站充电时视同为工商业用户，充电价格按照电网代理购电电价中的低谷时段电价执行政策，其充电电量（含损耗）不承担输配电价和政府性基金及附加；放电价格参照我省燃煤发电基准价，按0.4298元/千瓦时执行。

三、费用疏导

全省电化学独立储能电站充放电价差资金由省内无调峰能力的发电机组（除风电、光伏发电外）按照当月实际上网电量分摊，电网企业在其上网电费结算时一并扣除。

本通知自发文之日起执行，执行至电化学独立储能电站可参与中长期或现货市场止。国家如有新的政策规定，从其规定。

征求意见稿反馈情况原文如下：

关于《关于明确我省电化学独立储能电站充放电价格及有关事项的通知》公开征求意见情况

在《关于明确我省电化学独立储能电站充放电价格及有关事项的通知（征求意见稿）》公开征求意见的时间期限内（2025年3月17日至2025年3月23日），我委收到22条反馈意见，经研究，采纳13条，未采纳9条。

附件：《关于明确我省电化学独立储能电站充放电价格及有关事项的通知》公开征求意见采纳情况表

海南省发展和改革委员会

2025年4月22日

广储文峡能源（文昌）有限公司

反馈意见：

为保障海南电化学独立储能电站项目良性发展，我司提出以下建议供参考：

1.为保障独立储能发挥顶峰、调峰作用，优化调度结算方式，建议明确独立储能电站项目每年全容量等效充放电调用次数不低于340次，可参考江苏省在迎峰度冬（迎峰度夏）月份全容

2．量调用次数不低于160次且不结算充电费用、其余月份保障全容量调用次数不低于180次，充电电价按本省燃煤发电基准价下浮60％且不承担输配电价和政府性基金及附加进行结算。

3.增加容量电费机制，可由电网企业给予电化学独立储能电站项目支付容量电费或出台储能容量租赁政策，明确储能容量租赁指导价格（可参考河北、河南、广西、四川等地的容量租赁指导价格，区间集中在200-400元／ kWh 年），技术路线以磷酸铁锂为主的储能项目按其装机规模的1.3倍提供租赁服务，且当月未能成功租赁的容量按租赁指导价格下浮30％获得调节费用，由海南省电力交易中心统一登记并公开信息，供新能源企业租赁或购买使用，并鼓励签订与新能源项目全寿命周期相匹配的租赁协议或合同。

4.储能项目解决了新能源导致的电力消纳、系统频率变化电能质量问题，原则上属于稳定新能源出力的辅助配置，其参与调度所产生的服务费用建议由全省风光新能源项目共同分摊。

5.严格储能建设标准。储能项目要严格落实国家、行业储能标准，涉网设备应符合电网安全运行相关技术要求，采用锂电池在90％的深度下充放电次数不应低于6000次到80％的 SOC ，综合充放电效率不低于85%。

同时，建议出台推动海南省内集中式光伏、风电等新能源企业积极参与储能容量租赁的政策，加强对新能源发电曲线与计划曲线的考核，促进电化学独立储能电站项目储能容量租赁市场逐步、有序形成。

 

意见采纳情况结果：

1.不采纳。理由：1.调用次数：根据海南省电力供需情况，全年储能调用次数约在250次以上，根据征求意见稿提出的充放电价格，基本能够满足独立储能电站的盈利空间。电价补贴是参与市场前的一项过渡政策，预计在2025年底前将参与现货市场，未来电站将主要通过电力市场获利。

2.不采纳。理由同上。

3.不采纳。理由：136号文件发布后，储能容量租赁市场需求空间较小，我委将不再制定租赁指导价格，租赁价由供需双方自行协商。

4.不采纳。理由：按照136号文件“不得向新能源分摊不合理费用”的要求，这部分补偿费用将难以向风、光发电主体疏导。

5采纳。

 

国电投反馈意见：

一、关于执行范围

建议修改：为支持储能产业发展，参与中长期和现货电能量市场前，对全容量并网运行的电化学独立储能电站执行充放电价格政策，可同步享受调峰辅助服务收益等。参与中长期或现货市场后，充放电电量执行电能量市场交易价格，储能可参与现货电能量交易、调频辅助服务交易及其他有偿辅助服务；另外，在电力市场交易机制中，建立由市场引导的储能容量有偿服务机制，进一步提高海南省清洁能源消纳比例，实现海南生态立省，建设清洁能源岛战略目标。

二、关于价格设置

（一）建议进一步明确，符合条件的电化学独立储能电站充电时视同为工商业用户，充电价格按照电网代理购电电价中的低谷时段电价执行政策，其充电电量（含损耗）不承担输配电价（免收基本电费）和政府性基金及附加；也不承担系统运行费用折价。

依据：1.（发改价格[2023]526号文明确，系统运行费用主要是包含辅助服务、抽水蓄能容量电费、煤电容量电费等。化学独立储能，本身就是配合电网增强调峰、调频等调节能力，属于辅助服务的提供者。按照电力辅助服务管理实施细则“补偿方式与分摊机制”第十七条“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，化学独立储能是获利者而不是承担者；2.同理，与抽水蓄能的调节作用类似，都属于电网运行的支持方，基于此依据，建议不承担系统运行费用折价。3.江苏、浙江和宁夏三个省（区）发布的政策中，明确放电电量不承担系统运行费用。

（二）增加“独立储能”容量有偿服务收益。基于2025年6月以后，南方区域均进入市场化交易，建议在市场交易机制中，“独立储能”作为市场主体参与市场交易机制中的清洁能源消纳，除了电能量按照市场交易规则和辅助服务规则为电网调节进行交易收益外；还可在市场机制引导下，以双边或多边合约形式，参与市场为消纳清洁能源提供容量服务（相当于之前强配政策下的容量租赁），降低新能源场站的弃光率，增加清洁能源消纳比例。

容量费用建议按照0.03元/千瓦时，与相应的清洁能源消纳单位进行双边或多边结算。

 

意见采纳情况结果：

1.基本采纳。

2.部分采纳。系统运行费审核权限在国家发展改革委，各地不得违规擅自制定相关分摊机制。后续再推动容量补偿相关研究工作。

 

华能核电反馈意见：

建议将电化学储能电站充放电价差资金疏导机制由“省内无调峰发电能力发电机组分担”调整为“由新能源、电网及电力用户共同承担”具体原因如下：

一、遵循“谁收益、谁承担”原则根据《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司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），储能电站的核心价值在于提升新能源消纳能力和电网调峰能力。其充放电价差收益应当通过市场化机制由新能源发电企业（受益于消纳空间提升）、电网企业（受益于调峰压力缓解）及电力用户（受益于电力系统稳定）共同分摊，而非仅由无调峰发电能力发电机组分担。

二、无调峰发电能力发电机组已履行辅助服务义务海南省内所有发电机组均严格按照《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61 号）及南方区域“两个细则”要求，长期参与调峰、调频等辅助服务市场，并按规则分摊相关费用。若强制要求无调峰发电能力机组重复承担储能电站价差费用，将违反“避免重复收费”的公平原则。

三、华能海南昌江核电公司预期经营压力巨大昌江核电 3、4 号机组分别于 2026 年和 2027 年并网发电，受制于岛内负荷增长不及预期，且新能源规划大幅增加，加之粤琼联网线输电及备用能力限制，3、4 号机组负荷将长期低于设计值，预期投产以后将长期面临巨额亏损困境，若新增储能电站价差分摊将进一步导致亏损加剧，严重影响我公司正常经营发展，也对我省能源保供安全带来一定风险。

四、建议纳入辅助服务范畴参考《广东省独立储能电站试行电费补偿机制》（粤发改价格函〔2023〕1234 号），建议将储能电站充放电价差纳入电力辅助服务补偿范围，由新能源、电网及用户按责任比例分摊，或通过现货市场、尖峰电价等市场化机制疏导。

 

意见采纳情况结果：

1.不采纳。理由：按照136号文件“不得向新能源分摊不合理费用”的要求，这部分补偿费用将难以向风、光发电主体疏导。

2.基本采纳。目前电化学独立储能已被纳入海南省电力辅助服务市场，可参与调峰辅助服务市场。我委会根据“谁受益，谁承担”原则，继续研究合理的分摊机制。

3.基本采纳。理由同上。

4.基本采纳。理由同上。

 

大唐海南能源开发有限公司

反馈意见：

结合国家发展改革委、国家能源局136号文及各省实践经验，建议从通过市场体系完善、价格机制创新、技术标准提升三个层面协同发力，推动海南新型储能产业高质量发展。以下六个维度优化政策设计：

一、市场衔接机制

问题：通知执行到储能参与市场为止，但未明确市场参与的时间表和规则。建议：建立阶梯式过渡方案，政策实施路径建议：第一阶段（2024-2025）：构建"价差补偿+容量补贴"双轨制；第二阶段（2026-2027）：推行"市场化交易+辅助服务"收益模式；第三阶段（2028年后）：全面接入电力现货市场+容量市场。首年参与市场交易电量不超过30%，次年提升至60%；设置最低收益保障：市场收益不足时按政策价格补差；明确市场准入时间表（2030年全面参与现货市场）；对136号文入市新政出台前的光伏项目，与之前的政策衔接，即按强制配储执行。

二、优化充放电价差机制

问题：通知中储能电站在参与市场前，充电按低谷电价，放电按燃煤基准价0.4298元/千瓦时，实际上充放电价差过低，投产即亏损，越发电亏损越大，储能失去发展空间，也不能激励投资。

建议：建立动态峰谷价差机制，参考浙江模式，将充电电价扩展至平、谷两段电价（7:00-11:00；23:00-7:00），放电电价应执行峰段电价而非固定基准价，建议参照广东模式按峰段电价（17:00-19:00）的90%执行。增设尖峰放电价格系数（如山东1.3倍基准价），提升夏季高温时段收益。

三、构建多元价值补偿体系

问题：通知中储能仅是参与电能量市场，没有考虑增加容量电价或辅助服务市场，结合136号文需进一步放开电价市场化，推动储能作为独立主体参与市场，而不仅仅是作为用户或发电侧的一部分。

建议：引入容量补偿机制，参照山东容量市场规则，对储能可用容量给予100元/kW·年补偿；建立备用容量补偿机制，按承诺容量的80%支付备用费；设置放电效率补偿，按实际放电量给予0.05元/kWh效率补贴；（参考安徽模式）。引入辅助服务收益，明确调频服务补偿标准（山西模式一次调频为15元/MW·次补偿）。

四、改进费用分摊机制

问题：通知中费用由无调峰能力的发电机组分摊（核电、煤电），只考虑了发电侧。建议：建立全行业共担机制，按谁受益谁承担的原则，将分摊主体扩展至全部市场化交易电量（江苏模式），设置3年过渡期分摊比例：核电60%、煤电30%、用户10%。

五、技术经济性保障措施

问题：通知中仅有充电电量含损耗，但未考虑充放电系统效率，放电应配套系数补偿，在技术经济上不合理。建议：优化损耗补偿，放电量按充电量×（1+损耗率）计算（浙江模式1.6倍系数）；允许损耗电量参与绿电交易（福建模式）

六、配套支持政策

问题：通知中未提及加强监管和评估。建议：完善监管机制，建立储能电站综合效率（RTE）考核体系，实行月度运营数据披露制度。

七、推动海南储能容量补偿机制

问题：136号文出台窗口过渡期独立储能缺少固定成本回收机制问题。建议：建议海南能源部门出台储能容量补偿机制政策，衔接匹配136号文件和海南储能充放电价政策，形成完善的储能政策，不仅为窗口期存量项目固定成本疏导提供平稳过渡政策支持，同时也对引导海南储能健康发展，为解决海南新能源消纳困境提供重要方式。可仿照内蒙古《关于加快新型储能建设的通知》政策，纳入示范项目电网侧独立储能享受容量补偿，按放电量补偿上限暂按0.35元/kwh，补偿期暂按10年考虑。

 

意见采纳情况结果：

1.不采纳。理由：按照市场建设计划，2025年二季度南方区域电力现货市场将开展连续结算试运行，预计2025年可实现现货正式运行，届时独立储能电站可进入市场，通过市场竞价确定充放电的时段、电量和电价。在进入市场前的这几个月内，不再细分实施阶段。进入市场后，取消政府定价政策，通过市场公平竞价出清性能优、价格低的机组。

2.不采纳。理由：重新制定针对储能的峰谷分时电价机制不适合当前我省实际。

3.部分采纳。目前电化学独立储能已被纳入海南省电力辅助服务市场，可参与调峰辅助服务市场。我委后续将继续推动容量补偿相关研究。

4.部分采纳。后续我委会根据“谁受益，谁承担”原则，继续研究合理的分摊机制。

5.不采纳。理由：充放电价格机制已经考虑了电站的损耗。此外，价差和调用次数同时影响收益，据了解年调用次数不低于250次，同时还能参与调峰市场获取收益，综合来看电站收益基本可以满足收益水平。

6.部分采纳。

7.基本采纳。后续我委将继续推动容量补偿相关研究工作。

 

群众意见

反馈意见：

1.风光除外是否合理？风、光是电网波动的主要来源，其豁免导致责任转嫁给其他电源，形成“污染者不付费”悖论，长期或扭曲市场信号。

2.核电承担成本是否公平？核电固定成本高、边际成本低，长期稳定运行，但缺乏调峰能力。政策将其视为“系统成本承担者”，可能基于其稳定收益预期。但核电电价受标杆价限制，无法像火电通过顶峰电价上浮转移成本。这种不对称机制导致核电承担差价时缺乏对冲手段，形成“单边风险”，削弱其经济性。若长期强制分摊，可能挤压核电利润空间，影响投资积极性，甚至威胁基荷电源的可持续性。

3.火电虽需分摊差价，但可通过顶峰电价上浮20%部分抵消成本，且具备调峰能力（如灵活性改造后）。这种“分摊+收益”的机制相对平衡，而核电则面临“只分摊无补偿”的困境。

4.火电有容量电价补偿；风光有绿电补偿和机制电价，且不承担储能成本；核电既清洁又稳定，却既没有容量电价补偿也没有绿电补偿，此时还让核电承担储能成本，个人感觉不合理。

5.盼回复。

 

意见采纳情况结果：

1.不采纳。理由：按照136号文件“不得向新能源分摊不合理费用”的要求，这部分补偿费用将难以向风、光发电主体疏导。

2.基本采纳。后续我委会根据“谁受益，谁承担”原则，继续研究合理的分摊机制。

3.基本采纳。理由同上。

4.基本采纳。理由同上。

来源丨海南省发改委