在经过两轮征求意见后，8月21日，河南省发改委下发了《河南省“十四五”新型储能实施方案》的通知。

方案明确了河南省新型储能发展目标：2025年实现新型储能装机220万千瓦，2030实现新型储能全面市场化发展。

在应用形式上，促进新型储能源网荷多元化发展：

1、大力发展电源侧储能，采用新能源配储、新能源+火电+新型储能+抽水蓄能一体化等模式促进电源侧储能应用。共享储能电站原则上不低于10万千瓦时。

2、有序发展电网侧新型储能。支持在关键节点、输电走廊、变电站资源紧张地区建设储能电站，以及在电网末端偏远地区建设储能电站。

3、灵活发展用户侧储能。围绕分布式新能源、微电网、5G基站、充（换）电设施、工业园区等，探索储能融合发展新场景。

4、积极推进储能多元化应用。推进煤电+储能、新能源+储能联合运行，推动源网荷储一体化项目开展，探索利用退役火电现有站址建设储能等。

5、开展独立储能试点示范。独立储能可作为独立的市场主体参与电力市场，鼓励配建储能转为独立储能参与市场。一体化项目暂不转为独立储能。

方案特别规划了共享储能示范工程。同时，为保障独立共享储能电站的经济性，根据方案，独立的共享储能收益主要俩元于两方面：1、新建并网新能源项目，要购买一定挂钩比例储能规模，租赁费为200元/kWh/年；
2、调峰补偿费，报价上限暂为0.3元/千瓦时，并研究开展备用、爬坡等辅助服务交易。3、每年调用完全充放电次数原则上不低于350次。对于共享储能经济性保障的具体规定如下：1、共享储能电站容量原则上不低于10万千瓦时。2、新建市场化并网新能源项目，按要求配建或购买一定挂钩比例储能规模。新能源配建的储能设施应与新能源发电项目同步建设、同步投产。鼓励已并网的新能源项目配套建设新型储能或购买调峰能力。3、独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。4、在我省电力现货市场运行前，独立储能放电上网时作为发电市场主体参与市场中长期交易，签订顶峰时段市场合约；用电时，可作为电力用户享受峰谷分时电价政策或参与中长期交易与发电企业签订低谷时段市场合约。电力现货市场运行后，独立储能电站用电电价、上网电价按现货市场价格及规则结算。5、独立储能依照我省火电机组第一档调峰辅助服务交易价格优先出清，调峰补偿价格报价上限暂为0.3元/千瓦时，后期根据市场发展情况适时调整，完善“按效果付费”辅助服务补偿机制。推进储能参与电力调频辅助服务交易。研究开展备用、爬坡等辅助服务交易。《方案》中还提到提高独立储能设施利用效率。充分发挥独立储能电站在调峰、调频等方面的优势，在同等条件下优先调用。为引导企业建设更高标准的储能项目，鼓励技术创新，省发展改革委委托第三方机构遴选确定全省独立储能示范项目。加大示范项目支持力度，在享受电价、辅助服务等相关政策的同时，提高示范项目调度频次，每年调用完全充放电次数原则上不低于350次。

来源：储能100人