中國儲能網(wǎng)訊：儲能與電力市場獲悉，江蘇發(fā)改委近日印發(fā)了《關(guān)于加快推動我省新型儲能項目高質(zhì)量發(fā)展的若干措施（公開征求意見稿）》。
該措施意見稿明確了新型儲能的發(fā)展目標、重點發(fā)展電網(wǎng)側(cè)儲能、鼓勵發(fā)展用戶側(cè)儲能、支持發(fā)展電源側(cè)儲能。鼓勵新能源配建儲能按照共建共享的模式，以獨立新型儲能項目的形式在專用站址建設(shè)，直接接入公共電網(wǎng)，更好發(fā)揮頂峰、調(diào)峰、調(diào)頻、黑啟動等多種作用，提高系統(tǒng)運行效率。
到2027年，全省新型儲能項目規(guī)模達到5GW左右。其中電網(wǎng)側(cè)新型儲能項目規(guī)模達到3.5GW左右；用戶側(cè)1GW左右；電源側(cè)500MW左右。
著力推進技術(shù)成熟的鋰離子電池儲能規(guī)?；l(fā)展，積極支持壓縮空氣、液流電池、熱儲能、重力儲能、飛輪儲能、氫儲能等創(chuàng)新技術(shù)試點示范，應(yīng)用“源網(wǎng)荷”各側(cè)儲能集群建模、智能協(xié)同控制關(guān)鍵技術(shù)。到2027年，全省新型儲能項目技術(shù)應(yīng)用種類達到5種。
在支持項目運營方面，明確獨立儲能市場主體地位
依法取得備案文件，直接接入公用電網(wǎng)，具備獨立計量、控制等技術(shù)條件，接入調(diào)度自動化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調(diào)度，符合相關(guān)標準規(guī)范和電力市場運營規(guī)則等要求，具有法人資格的獨立新型儲能項目，可作為獨立主體注冊并參與電力市場。
其他類型的新型儲能項目，可依規(guī)通過聯(lián)合或聚合等形式參與電力市場，也可通過技術(shù)改造滿足同等技術(shù)條件和安全標準后，選擇轉(zhuǎn)為獨立新型儲能項目參與電力市場。
完善市場參與機制，包括中長期、現(xiàn)貨等電能量市場及調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)市場。
建立完善獨立新型儲能項目參與中長期、現(xiàn)貨等電能量市場和調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)市場的技術(shù)標準、交易規(guī)則和價格形成方式。根據(jù)我省電力市場建設(shè)情況，獨立新型儲能項目當前可參與中長期交易和輔助服務(wù)等市場交易，待電力現(xiàn)貨市場正式啟動運行后，可按電力現(xiàn)貨市場規(guī)則參與交易。
優(yōu)化參與市場方式
現(xiàn)階段，獨立新型儲能項目暫參照發(fā)電項目進行調(diào)用結(jié)算，保障其發(fā)揮頂峰、調(diào)峰作用，其充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，其調(diào)用、結(jié)算等暫按以下模式：
1.在迎峰度夏（冬）期間（1月、7-8月、12月），獨立新型儲能項目按照電網(wǎng)調(diào)度指令安排調(diào)用充放電，原則上全容量充放電調(diào)用次數(shù)不低于160次或放電時長不低于320小時，不結(jié)算充電費用，放電上網(wǎng)電量價格為我省燃煤發(fā)電基準價（0.391元/千瓦時，下同）。獨立新型儲能項目如發(fā)生因自身原因無法調(diào)用或調(diào)用不足的情況，需按照有關(guān)規(guī)定執(zhí)行相應(yīng)考核。
2. 在非迎峰度夏（冬）期間（2-6月、9-11月），獨立新型儲能項目可根據(jù)自身需求進行充放電，原則上采取“低充高放”模式，放電電量上網(wǎng)價格為我省燃煤發(fā)電基準價，充電電量按我省燃煤發(fā)電基準價的60% 進行結(jié)算。其中，在開展電力輔助服務(wù)市場期間，獨立新型儲能項目可自愿選擇交易品種參與交易，并根據(jù)交易成交和實際調(diào)用情況獲得相應(yīng)補償費用。
適當進行扶持補貼
結(jié)合我省近年電網(wǎng)供需平衡需要，與電力調(diào)度機構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議的獨立新型儲能項目，在2023年至2026年1月的迎峰度夏（冬）期間（1月、7-8月、12月），依據(jù)其放電上網(wǎng)電量給予補貼，補貼標準逐年退坡，具體為：2023年至2024年0.3元/千瓦時，2025年至2026年1月0.25元/千瓦時。補貼資金從尖峰電價增收資金中列支，由省電力公司根據(jù)有關(guān)計量、結(jié)算等規(guī)定支付。
建立容量租賃機制
需要配建儲能容量的新能源企業(yè)按照自愿原則，可在全省范圍內(nèi)租賃或購買獨立新型儲能項目容量的方式落實配建儲能要求，相關(guān)價格和費用由各投資主體自主協(xié)商確定。獨立新型儲能項目容量在江蘇電力交易中心統(tǒng)一登記并公開信息，供全省新能源企業(yè)租賃或購買使用，并鼓勵簽訂與新能源項目全壽命周期相匹配的租賃協(xié)議或合同。
以下為原文，
高質(zhì)量發(fā)展的若干措施
（公開征求意見稿）
為加快推動我省新型儲能項目高質(zhì)量發(fā)展，根據(jù)國家發(fā)展改革委、國家能源局《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》等相關(guān)要求，制定以下措施。
強化規(guī)劃引領(lǐng)
（一）加快發(fā)展新型儲能。堅持目標導向，加快新型儲能項目建設(shè)，發(fā)揮新型儲能響應(yīng)快、配置靈活、建設(shè)周期短等技術(shù)優(yōu)勢，增加可再生能源并網(wǎng)消納能力，在我省海上風電等項目開發(fā)中，將要求配套建設(shè)新型儲能項目，促進新能源與新型儲能協(xié)調(diào)發(fā)展，到2027年，全省新型儲能項目規(guī)模達到500萬千瓦左右。
（二）重點發(fā)展電網(wǎng)側(cè)儲能。加強政策引導，優(yōu)化規(guī)劃布局，鼓勵新能源配建儲能按照共建共享的模式，以獨立新型儲能項目的形式在專用站址建設(shè)，直接接入公共電網(wǎng)，更好發(fā)揮頂峰、調(diào)峰、調(diào)頻、黑啟動等多種作用，提高系統(tǒng)運行效率。支持各類社會資本投資建設(shè)獨立新型儲能項目。到2027年，全省電網(wǎng)側(cè)新型儲能項目規(guī)模達到350萬千瓦左右。
（三）鼓勵發(fā)展用戶側(cè)儲能。充分利用峰谷分時電價等機制，鼓勵企業(yè)用戶和產(chǎn)業(yè)園區(qū)自主建設(shè)新型儲能設(shè)施，緩解電網(wǎng)高峰供電壓力。大力推進充電設(shè)施、數(shù)據(jù)中心等場景的儲能多元化應(yīng)用，探索運用數(shù)字化技術(shù)對分布式儲能設(shè)施開展平臺聚合。到2027年，全省用戶側(cè)新型儲能項目規(guī)模達到100萬千瓦左右。
（四）支持發(fā)展電源側(cè)儲能。綜合新能源特性、系統(tǒng)消納空間和經(jīng)濟性等因素，因地制宜在風電、光伏場站內(nèi)部配建新型儲能設(shè)施，建設(shè)系統(tǒng)友好型新能源電站。支持燃煤電廠內(nèi)部配建電化學儲能、熔鹽儲能等設(shè)施，與燃煤機組聯(lián)合調(diào)頻調(diào)峰，提升綜合效率。到2027年，全省電源側(cè)新型儲能項目規(guī)模達到50萬千瓦左右。
（五）提高綠電應(yīng)用水平。支持“新能源+儲能”一體化開發(fā)，依規(guī)推進新能源項目配建新型儲能，提高綠電上網(wǎng)能力。支持企業(yè)用戶建設(shè)“微電網(wǎng)+儲能”，提高綠電消納水平，積極探索應(yīng)對碳關(guān)稅的綠電解決途徑，提升外向型企業(yè)綠色貿(mào)易能力。獨立新型儲能項目的充放電損耗電量暫不納入地方能耗強度和總量考核。
（六）引導技術(shù)創(chuàng)新應(yīng)用。推動我省新型儲能技術(shù)多元化發(fā)展，著力推進技術(shù)成熟的鋰離子電池儲能規(guī)?；l(fā)展，積極支持壓縮空氣、液流電池、熱儲能、重力儲能、飛輪儲能、氫儲能等創(chuàng)新技術(shù)試點示范，應(yīng)用“源網(wǎng)荷”各側(cè)儲能集群建模、智能協(xié)同控制關(guān)鍵技術(shù)。到2027年，全省新型儲能項目技術(shù)應(yīng)用種類達到5種。
二、加快工程建設(shè)
（一）優(yōu)化項目納規(guī)流程。獨立新型儲能項目應(yīng)參照電網(wǎng)項目納規(guī)要求，對項目可研報告評審意見等評估后納入規(guī)劃，其中，額定功率5萬千瓦以下的項目由設(shè)區(qū)市能源主管部門評估后納入規(guī)劃，額定功率5萬千瓦及以上的項目由省級能源主管部門評估后納入規(guī)劃；在電源項目內(nèi)配建的新型儲能設(shè)施，應(yīng)作為電源主體項目的部分建設(shè)內(nèi)容，隨同電源主體項目規(guī)劃、管理；用戶側(cè)新型儲能項目應(yīng)納入用戶主體項目范疇進行規(guī)劃和管理。
（二）建立服務(wù)推進機制。新型儲能項目按照屬地原則，由設(shè)區(qū)市、縣（市）能源主管部門作為項目服務(wù)推進責任單位，具體協(xié)調(diào)推進工程進度。額定功率5萬千瓦及以上的獨立新型儲能項目，由省級能源主管部門參照支撐性電源項目進度管理模式，牽頭統(tǒng)籌協(xié)調(diào)、督促檢查，確保按期建成。
（三）強化資源要素保障。額定功率5萬千瓦及以上的獨立新型儲能項目，符合條件的可經(jīng)申報納入省重大項目管理，項目所需用地、用林、用水、用電等要素，相關(guān)部門應(yīng)參照支撐性電源項目模式予以優(yōu)先支持和安排保障，推動項目建設(shè)“應(yīng)開盡開、應(yīng)投盡投、能早盡早”。
（四）做好接入電網(wǎng)工作。獨立新型儲能項目的接入電網(wǎng)工程由電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)，按照國家能源局《電網(wǎng)公平開放監(jiān)管辦法》的要求，確保進度匹配、同步投產(chǎn)。電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)優(yōu)化獨立新型儲能項目的并網(wǎng)流程，原則上于20個工作日內(nèi)完成接入電網(wǎng)方案評審，于20個工作日內(nèi)簽訂接網(wǎng)協(xié)議。如獨立新型儲能項目業(yè)主單位自愿出資建設(shè)接入電網(wǎng)工程，可參照“蘇發(fā)改能源發(fā)〔2017〕403號文”的流程辦理，各級能源主管部門在5個工作日內(nèi)完成協(xié)調(diào)確認工作。
（五）嚴格工程建設(shè)標準。新型儲能項目要嚴格落實國家、行業(yè)儲能有關(guān)標準體系，涉網(wǎng)設(shè)備應(yīng)符合電網(wǎng)安全運行相關(guān)技術(shù)要求。獨立新型儲能項目有效全容量下連續(xù)放電時間不應(yīng)低于2小時，采用鋰電池技術(shù)的在不更換主要設(shè)備的前提下完全充放電次數(shù)不應(yīng)低于6000次，充放電深度不低于90%，并選用技術(shù)成熟、安全性能高的電池，審慎選用梯次利用動力電池。
（六）加快并網(wǎng)調(diào)試工作。新型儲能項目應(yīng)按照國家質(zhì)量、環(huán)境、消防等規(guī)定，完成相關(guān)手續(xù)。電網(wǎng)企業(yè)要優(yōu)化流程，加快辦理，具備條件的獨立新型儲能項目原則上應(yīng)于建成后30個工作日內(nèi)完成并網(wǎng)調(diào)試和驗收工作。
三、支持項目運營
（一）明確市場主體地位。依法取得備案文件，直接接入公用電網(wǎng)，具備獨立計量、控制等技術(shù)條件，接入調(diào)度自動化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調(diào)度，符合相關(guān)標準規(guī)范和電力市場運營規(guī)則等要求，具有法人資格的獨立新型儲能項目，可作為獨立主體注冊并參與電力市場。其他類型的新型儲能項目，可依規(guī)通過聯(lián)合或聚合等形式參與電力市場，也可通過技術(shù)改造滿足同等技術(shù)條件和安全標準后，選擇轉(zhuǎn)為獨立新型儲能項目參與電力市場。
（二）完善市場參與機制。建立完善獨立新型儲能項目參與中長期、現(xiàn)貨等電能量市場和調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)市場的技術(shù)標準、交易規(guī)則和價格形成方式。根據(jù)我省電力市場建設(shè)情況，獨立新型儲能項目當前可參與中長期交易和輔助服務(wù)等市場交易，待電力現(xiàn)貨市場正式啟動運行后，可按電力現(xiàn)貨市場規(guī)則參與交易。
（三）優(yōu)化調(diào)用結(jié)算方式?，F(xiàn)階段，獨立新型儲能項目暫參照發(fā)電項目進行調(diào)用結(jié)算，保障其發(fā)揮頂峰、調(diào)峰作用，其充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，其調(diào)用、結(jié)算等暫按以下模式：
1. 在迎峰度夏（冬）期間（1月、7-8月、12月），獨立新型儲能項目按照電網(wǎng)調(diào)度指令安排調(diào)用充放電，原則上全容量充放電調(diào)用次數(shù)不低于160次或放電時長不低于320小時，不結(jié)算充電費用，放電上網(wǎng)電量價格為我省燃煤發(fā)電基準價（0.391元/千瓦時，下同）。獨立新型儲能項目如發(fā)生因自身原因無法調(diào)用或調(diào)用不足的情況，需按照有關(guān)規(guī)定執(zhí)行相應(yīng)考核。
2. 在非迎峰度夏（冬）期間（2-6月、9-11月），獨立新型儲能項目可根據(jù)自身需求進行充放電，原則上采取“低充高放”模式，放電電量上網(wǎng)價格為我省燃煤發(fā)電基準價，充電電量按我省燃煤發(fā)電基準價的60% 進行結(jié)算。其中，在開展電力輔助服務(wù)市場期間，獨立新型儲能項目可自愿選擇交易品種參與交易，并根據(jù)交易成交和實際調(diào)用情況獲得相應(yīng)補償費用。
（四）適當進行扶持補貼。結(jié)合我省近年電網(wǎng)供需平衡需要，與電力調(diào)度機構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議的獨立新型儲能項目，在2023年至2026年1月的迎峰度夏（冬）期間（1月、7-8月、12月），依據(jù)其放電上網(wǎng)電量給予補貼，補貼標準逐年退坡，具體為：2023年至2024年0.3元/千瓦時，2025年至2026年1月0.25元/千瓦時。補貼資金從尖峰電價增收資金中列支，由省電力公司根據(jù)有關(guān)計量、結(jié)算等規(guī)定支付。
（五）建立容量租賃機制。需要配建儲能容量的新能源企業(yè)按照自愿原則，可在全省范圍內(nèi)租賃或購買獨立新型儲能項目容量的方式落實配建儲能要求，相關(guān)價格和費用由各投資主體自主協(xié)商確定。獨立新型儲能項目容量在江蘇電力交易中心統(tǒng)一登記并公開信息，供全省新能源企業(yè)租賃或購買使用，并鼓勵簽訂與新能源項目全壽命周期相匹配的租賃協(xié)議或合同。
四、做好全程管理
（一）加強項目技術(shù)監(jiān)督。新型儲能項目應(yīng)依規(guī)做好項目運行狀態(tài)監(jiān)測工作。獨立新型儲能項目投運的前三年每年應(yīng)進行涉網(wǎng)性能檢測，三年后每年進行一次包括涉網(wǎng)性能檢測在內(nèi)的整站檢測，確保儲能電站的運行時長、電站可用率等性能滿足并網(wǎng)承諾相關(guān)技術(shù)要求。在項目達到設(shè)計壽命或安全運行狀況不滿足相關(guān)技術(shù)要求時，應(yīng)及時組織論證評估和整改工作，經(jīng)整改后仍不滿足相關(guān)要求的，應(yīng)采取項目退役措施，并及時報告原備案機關(guān)等相關(guān)單位。電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)加強獨立新型儲能項目性能參數(shù)的在線監(jiān)控和定期評價。
（二）優(yōu)化調(diào)度運行管理。電力調(diào)度機構(gòu)應(yīng)制定完善新型儲能項目調(diào)度運行管理有關(guān)規(guī)則，構(gòu)建新型儲能集聚調(diào)度平臺，堅持以市場化方式優(yōu)化新型儲能設(shè)施調(diào)度運行，充分發(fā)揮新型儲能項目作用和效益。為保障電力可靠供應(yīng)和電網(wǎng)安全穩(wěn)定，在電力供應(yīng)緊張、系統(tǒng)調(diào)節(jié)困難等特殊時段，電力調(diào)度機構(gòu)可根據(jù)需要統(tǒng)一調(diào)度運行新型儲能設(shè)施，并做好調(diào)用記錄，按照有關(guān)規(guī)定予以考核和補償。
（三）強化安全生產(chǎn)管理。新型儲能項目單位要按照國家相關(guān)規(guī)定落實企業(yè)安全生產(chǎn)和消防安全主體責任，遵守安全生產(chǎn)和消防安全法律法規(guī)、標準規(guī)范，建立涵蓋規(guī)劃設(shè)計、施工調(diào)試、檢測認證、消防安全、應(yīng)急處置、質(zhì)量監(jiān)管和環(huán)保監(jiān)控等全過程的安全管理體系，加強員工專業(yè)技能培訓和考核，編制應(yīng)急預案并定期開展演練。各地政府相關(guān)部門要落實屬地管理責任，加強協(xié)調(diào)、完善新型儲能項目安全管理，提升應(yīng)急消防處置能力。
（四）助力儲能產(chǎn)業(yè)鏈建設(shè)。支持并鼓勵各地結(jié)合自身發(fā)展實際，研究出臺補貼等地方性支持政策，推動當?shù)匦滦蛢δ茼椖扛哔|(zhì)量發(fā)展。加強省內(nèi)儲能制造企業(yè)與新型儲能項目對接，促成一批產(chǎn)業(yè)上下游戰(zhàn)略合作，加速形成儲能材料生產(chǎn)、設(shè)備制造、儲能集成、運行檢測等優(yōu)勢產(chǎn)業(yè)，推動我省儲能全產(chǎn)業(yè)鏈的加快發(fā)展。
本措施自印發(fā)之日起實施，根據(jù)我省新型儲能項目發(fā)展情況和國家、省政策變化適時調(diào)整。
