近日，河南省发改委发布《河南省“十四五”新型储能发展实施方案（征求意见稿）》。根据征求意见稿，河南省将着重在源网荷多场景应用中推动新型储能项目发展，力争2025年实现2.2GW（220万千瓦）装机目标。
为实现此目标，电源侧对非保障性新能源发电项目提出储能配置要求，并推广独立共享储能模式；电网侧着重在关键电网节点布局储能系统，鼓励结合老旧、退役变电站建设储能试点项目；用户侧将率先推动分布式能源+储能的应用。
明确新能源储能配置要求
推广独立共享储能模式
河南是国内最早实践新能源发电项目配置储能的省份之一。2021年河南省保障性新能源项目，共规划风电项目37个，光伏项目33个，相关项目的储能配置规模最低为10%，最高达45%，放电时长2小时，共涉及储能容量847MW/1694MWh。
此次征求意见稿进一步明确了2022年非保障性并网项目的储能配置要求，即按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建或购买调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建或购买的优先并网。2022年以后，挂钩比例根据情况适时调整。如非保障性项目的储能配置需求（15%/4h）最终确认，预计将进一步提高河南省储能的规划总规模。
此外，河南还明确提出推广独立共享式储能电站模式，单个电站容量不低于50MW，鼓励发电企业、电网企业和电力用户租赁储能电站服务。依据此项条款，新能源场站配置的储能容量可通过租赁的形式实现。
深度调峰、容量电价
将为独立式储能电站保驾护航
根据河南实施方案的规划，电网侧储能、用户侧储能、独立储能电站可作为独立市场主体，新能源+储能可作为联合市场主体，参与各类电力市场。
调峰辅助服务方面，预计调峰补偿标准为： 0.3-0.5元/kWh（火电深度调峰一、二档之间），年完全充放电次数 300小时。河南省调峰需求较大，2020年1月，河南省启动调峰辅助服务市场试运行。截至目前，河南省月均调峰补偿总额接近8000万。
容量电价方面，将研究制定容量电价。探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收机制。
河南省储能市场现状
河南省是中国开展储能应用较早的区域之一。早在2018年，国网河南省电力公司在9个地市选取了16个变电站，部署了一批电网侧储能项目，涉及储能规模100.8MW/100.8MWh。随后，由于电网侧储能项目的紧急叫停，河南省储能项目发展速度减缓。
在新能源储能方面，河南自2020年开始优先支持配置储能的新增平价风电项目。在2021年6月发布的《关于加快推动河南省储能设施建设的指导意见》中提出，对储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上的新能源项目，在同等条件下优先获得风光资源开发权。该规定也成为目前河南储能项目建设的主要驱动力。
预计《河南省“十四五”新型储能发展实施方案》的实施，将启动河南省的储能相关政策的制定，河南省储能将迎来一定的发展机遇。电网侧、电源侧将成为新一轮的发展主力。
