近一周，国家能源局发布两份重要文件征求意见稿，广东、云南、湖南、浙江（湖州）等地发布新型储能相关新规（含征求意见稿），涉及市场运行规则、补贴政策、技术标准、管理规范。

　　独立储能参与辅助服务费用分摊

　　10月8日，国家能源局综合司发布《国家能源局综合司关于公开征求<电力辅助服务市场基本规则>意见的通知》。独立储能、自备电厂、虚拟电厂等“发用一体”主体，在结算时段内按综合上网（下网）电量参与发电侧（用户侧）辅助服务费用分摊。

　　文件提出，按“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的费用补偿及传导原则，调动灵活调节资源的积极性，优化辅助服务价格形成机制，健全辅助服务费用传导机制，统筹完善市场衔接机制，推动电力辅助服务市场建设。后续规则的发布实施，将加速国内电力辅助服务市场的建设完善，拓展储能电站盈利空间。

　　新版分布式光伏管理办法征求意见

　　10月9日，国家能源局综合司发布《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，分布式光伏发电分为自然人户用、非自然人户用、般工商业和大型工商业四种类型，分类更细致，且不同类型项目，并网模式不同。

　　非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏：可独立或通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等形式参与调度。在满足电力系统与设备安全运行的前提下，允许接入分布式光伏发电的配电网向输电网反送电。

　　并网模式方面，自然人户用、非自然人户用分布式光伏可选择全额上网、全部自发自用或自发自用余电上网模式；一般工商业分布式光伏可选择全部自发自用或自发自用余电上网模式；大型工商业分布式光伏必须选择全部自发自用模式，项目投资主体应通过配置防逆流装置实现发电量全部自发自用。

　　广东拟对独立储能试行电费补偿

　　10月10日，广东省发展改革委发布《广东省发展改革委关于我省独立储能电站试行电费补偿机制等有关事项的通知（征求意见稿）》，独立储能电站可获得的电费补偿金额根据补偿标准和月度可用最大容量确定，其中年度补偿标准统一为100元/千瓦（含税）。

　　独立储能电站符合以下两个条件之一的可获得电费补偿：一是获得国家或省级能源主管部门认定的新型储能试点示范项目；二是纳入2023年至2025年的年度计划且在2025年底前进入商业运营的独立储能项目。独立储能项目实行年度建设计划管理。

　　电网企业按月向独立储能电站支付电费补偿金额，支付资金由广东省尖峰加价电费承担。

　　广东发布储能电站消防新规

　　9月30日，广东省消防救援总队发布《电化学储能电站消防安全技术标准（征求意见稿）》，对储能电站的消防安全做出了更细致的技术规范。该技术标准正式发布后，将成为广东省内额定功率为500kW且额定能量为500kWh及以上的固定式电化学储能电站投资、建设、运营电化学必备文件之一。

　　该技术标准对预制舱式锂离子电池储能电站的自动灭火系统响应时间（≤2s）及扑灭明火时限（≤15s），电池模组灭火装置启动到释放灭火介质时间（≤1s）、扑灭萌芽火灾时限（≤1s）、激活温度（120℃-170℃）等做出了明确规范；对厂房式储能电站电池室建筑四周隔墙耐火极限等也做出了技术要求。

　　云南电力市场监管实施办法发布

　　10月11日，国家能源局云南监管办公室发布了《云南电力市场监管实施办法》，云南电力市场监管对象为参与省内和跨省跨区电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量市场等各类电力市场成员。电力市场成员包括电力交易主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电网企业等。

　　电力交易主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户、储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等。电网企业按照国家有关规定对暂未直接参与电力市场交易的用户实施代理购电时，可视为电力交易主体。

　　湖南发布新型储能项目管理新规

　　湖南省发改委发布《关于规范新型储能项目管理有关事项的通知》，对电源侧储能、电网侧储能、用户侧储能在备案、建设、并网、运维等方面都做出了详细的规定。

　　湖南省以发展电网侧及用户侧新型储能为主。新型储能项目需强化设备监造与到货抽检管理。项目投产前依法申请建设工程消防验收及备案。用户侧储能项目原则上不得使用动力梯次利用电池。用户侧储能项目规模不得超过用户最大用电负荷或用电报装容量。同一用户内部的用户侧储能与分布式光伏应单独配置计量装置。鼓励并网电压等级380伏及以下的新型储能项目优先考虑以聚合模式参与市场化交易。

　　湖南拟试行新型储能作为价格接受者参与现货市场调度调用

　　9月30日，湖南省发改委发布了《关于公开征求湖南电力现货市场规则及第三次结算试运行工作方案意见的通知》，并发布《湖南省电力现货市场交易实施细则（试运行3.0版）（征求意见稿）》、《湖南省电力现货市场结算实施细则（试运行3.0版）（征求意见稿）》、《湖南电力现货市场第三次结算试运行工作方案（征求意见稿）》三个文件。

　　参与现货交易的用户侧经营主体包括电力用户及售电公司。并网容量不小于 5兆瓦/10兆瓦时的调度调用新型储能可自主选择是否参与现货交易；满足市场准入条件的虚拟电厂及分布式电源可参与现货交易。

　　市场衔接机制方面，文件指出，现货市场运行期间，不再单独开展省内调峰辅助服务交易。现阶段，调频辅助服务市场与现货市场单独出清。调频辅助服务市场在日前现货市场机组组合确定后开展。

　　在发电侧结算模式方面，文件指出，参与现货市场的调度调用新型储能作为价格接受者，其充放电电量按照所在节点的节点边际价格结算，暂不参与市场运营费用分摊。调度调用新型储能充电电量费用包含上网环节线损费用及系统运行费用。

　　浙江湖州储能电站管理新规征集意见

　　10月8日，浙江湖州市发改委发布《关于进一步加强湖州市新型储能电站管理工作的通知（征求意见稿）》。

　　文件明确，电源侧、电网侧以及额定功率5MW及以上的用户侧新型储能项目须纳入年度建设计划管理。

　　新型储能项目建设主体要强化设备监造与到货抽检管理，主要设备应满足相关标准规范要求并通过具有相应资质机构的检测认证，涉网设备应符合电网安全运行相关技术要求。

　　新建、扩建或改建的功率为500千瓦且容量为500千瓦时及以上的新型储能电站，应按照《电化学储能电站设计规范》（GB51048-2014）开展工程设计和消防设计，按图施工。其中用户侧新型储能项目消防设计应符合《建筑防火通用规范》、《建筑设计防火规范》等国家工程消防技术标准。