江蘇新政：儲能補貼0.3元/度，2027年儲能規模5GW
到2027年，全省電網側新型儲能項目規模達到350萬千瓦左右。到2027年，全省用戶側新型儲能項目規模達到100萬千瓦左右。到2027年，全省電源側新型儲能項目規模達到50萬千瓦左右。
其中，獨立新型儲能項目暫參照發電項目進行調用結算，保障其發揮頂峰、調峰作用，其充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，其調用、結算等暫按以下模式：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調度指令安排調用充放電，原則上全容量充放電調用次數不低于160次或放電時長不低于320小時，不結算充電費用，放電上網電量價格為我省燃煤發電基準價（0.391元/千瓦時，下同）。獨立新型儲能項目如發生因自身原因無法調用或調用不足的情況，需按照有關規定執行相應考核。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，放電電量上網價格為我省燃煤發電基準價，充電電量按我省燃煤發電基準價的60% 進行結算。其中，在開展電力輔助服務市場期間，獨立新型儲能項目可自愿選擇交易品種參與交易，并根據交易成交和實際調用情況獲得相應補償費用。適當進行扶持補貼。結合我省近年電網供需平衡需要，與電力調度機構簽訂并網調度協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），依據其放電上網電量給予補貼，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，由省電力公司根據有關計量、結算等規定支付。建立容量租賃機制。需要配建儲能容量的新能源企業按照自愿原則，可在全省范圍內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，相關價格和費用由各投資主體自主協商確定。獨立新型儲能項目容量在江蘇電力交易中心統一登記并公開信息，供全省新能源企業租賃或購買使用，并鼓勵簽訂與新能源項目全壽命周期相匹配的租賃協議或合同。關于加快推動我省新型儲能項目高質量發展的若干措施（征求意見稿）公開征求意見的通知為加快推動我省新型儲能項目高質量發展，我們起草了《關于加快推動我省新型儲能項目高質量發展的若干措施（征求意見稿）》（見附件），現向全社會公開征求意見。如有修改意見，請于10日內反饋至省發展改革委（能源局）電力處，郵箱：jsmtdlc@163.com，電話：025-83390343。2023年6月21日
為加快推動我省新型儲能項目高質量發展，根據國家發展改革委、國家能源局《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》等相關要求，制定以下措施。
（一）加快發展新型儲能。堅持目標導向，加快新型儲能項目建設，發揮新型儲能響應快、配置靈活、建設周期短等技術優勢，增加可再生能源并網消納能力，在我省海上風電等項目開發中，將要求配套建設新型儲能項目，促進新能源與新型儲能協調發展，到2027年，全省新型儲能項目規模達到500萬千瓦左右。（二）重點發展電網側儲能。加強政策引導，優化規劃布局，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，直接接入公共電網，更好發揮頂峰、調峰、調頻、黑啟動等多種作用，提高系統運行效率。支持各類社會資本投資建設獨立新型儲能項目。到2027年，全省電網側新型儲能項目規模達到350萬千瓦左右。（三）鼓勵發展用戶側儲能。充分利用峰谷分時電價等機制，鼓勵企業用戶和產業園區自主建設新型儲能設施，緩解電網高峰供電壓力。大力推進充電設施、數據中心等場景的儲能多元化應用，探索運用數字化技術對分布式儲能設施開展平臺聚合。到2027年，全省用戶側新型儲能項目規模達到100萬千瓦左右。（四）支持發展電源側儲能。綜合新能源特性、系統消納空間和經濟性等因素，因地制宜在風電、光伏場站內部配建新型儲能設施，建設系統友好型新能源電站。支持燃煤電廠內部配建電化學儲能、熔鹽儲能等設施，與燃煤機組聯合調頻調峰，提升綜合效率。到2027年，全省電源側新型儲能項目規模達到50萬千瓦左右。（五）提高綠電應用水平。支持“新能源+儲能”一體化開發，依規推進新能源項目配建新型儲能，提高綠電上網能力。支持企業用戶建設“微電網+儲能”，提高綠電消納水平，積極探索應對碳關稅的綠電解決途徑，提升外向型企業綠色貿易能力。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）引導技術創新應用。推動我省新型儲能技術多元化發展，著力推進技術成熟的鋰離子電池儲能規模化發展，積極支持壓縮空氣、液流電池、熱儲能、重力儲能、飛輪儲能、氫儲能等創新技術試點示范，應用“源網荷”各側儲能集群建模、智能協同控制關鍵技術。到2027年，全省新型儲能項目技術應用種類達到5種。（一）優化項目納規流程。獨立新型儲能項目應參照電網項目納規要求，對項目可研報告評審意見等評估后納入規劃，其中，額定功率5萬千瓦以下的項目由設區市能源主管部門評估后納入規劃，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劃；在電源項目內配建的新型儲能設施，應作為電源主體項目的部分建設內容，隨同電源主體項目規劃、管理；用戶側新型儲能項目應納入用戶主體項目范疇進行規劃和管理。（二）建立服務推進機制。新型儲能項目按照屬地原則，由設區市、縣（市）能源主管部門作為項目服務推進責任單位，具體協調推進工程進度。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，牽頭統籌協調、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，相關部門應參照支撐性電源項目模式予以優先支持和安排保障，推動項目建設“應開盡開、應投盡投、能早盡早”。（四）做好接入電網工作。獨立新型儲能項目的接入電網工程由電網企業投資建設，按照國家能源局《電網公平開放監管辦法》的要求，確保進度匹配、同步投產。電網企業應優化獨立新型儲能項目的并網流程，原則上于20個工作日內完成接入電網方案評審，于20個工作日內簽訂接網協議。如獨立新型儲能項目業主單位自愿出資建設接入電網工程，可參照“蘇發改能源發〔2017〕403號文”的流程辦理，各級能源主管部門在5個工作日內完成協調確認工作。（五）嚴格工程建設標準。新型儲能項目要嚴格落實國家、行業儲能有關標準體系，涉網設備應符合電網安全運行相關技術要求。獨立新型儲能項目有效全容量下連續放電時間不應低于2小時，采用鋰電池技術的在不更換主要設備的前提下完全充放電次數不應低于6000次，充放電深度不低于90%，并選用技術成熟、安全性能高的電池，審慎選用梯次利用動力電池。（六）加快并網調試工作。新型儲能項目應按照國家質量、環境、消防等規定，完成相關手續。電網企業要優化流程，加快辦理，具備條件的獨立新型儲能項目原則上應于建成后30個工作日內完成并網調試和驗收工作。（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，具備獨立計量、控制等技術條件，接入調度自動化系統可被電網監控和調度，符合相關標準規范和電力市場運營規則等要求，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，可依規通過聯合或聚合等形式參與電力市場，也可通過技術改造滿足同等技術條件和安全標準后，選擇轉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、現貨等電能量市場和調峰、調頻等輔助服務市場的技術標準、交易規則和價格形成方式。根據我省電力市場建設情況，獨立新型儲能項目當前可參與中長期交易和輔助服務等市場交易，待電力現貨市場正式啟動運行后，可按電力現貨市場規則參與交易。（三）優化調用結算方式。現階段，獨立新型儲能項目暫參照發電項目進行調用結算，保障其發揮頂峰、調峰作用，其充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，其調用、結算等暫按以下模式：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調度指令安排調用充放電，原則上全容量充放電調用次數不低于160次或放電時長不低于320小時，不結算充電費用，放電上網電量價格為我省燃煤發電基準價（0.391元/千瓦時，下同）。獨立新型儲能項目如發生因自身原因無法調用或調用不足的情況，需按照有關規定執行相應考核。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，放電電量上網價格為我省燃煤發電基準價，充電電量按我省燃煤發電基準價的60% 進行結算。其中，在開展電力輔助服務市場期間，獨立新型儲能項目可自愿選擇交易品種參與交易，并根據交易成交和實際調用情況獲得相應補償費用。（四）適當進行扶持補貼。結合我省近年電網供需平衡需要，與電力調度機構簽訂并網調度協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），依據其放電上網電量給予補貼，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，由省電力公司根據有關計量、結算等規定支付。（五）建立容量租賃機制。需要配建儲能容量的新能源企業按照自愿原則，可在全省范圍內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，相關價格和費用由各投資主體自主協商確定。獨立新型儲能項目容量在江蘇電力交易中心統一登記并公開信息，供全省新能源企業租賃或購買使用，并鼓勵簽訂與新能源項目全壽命周期相匹配的租賃協議或合同。（一）加強項目技術監督。新型儲能項目應依規做好項目運行狀態監測工作。獨立新型儲能項目投運的前三年每年應進行涉網性能檢測，三年后每年進行一次包括涉網性能檢測在內的整站檢測，確保儲能電站的運行時長、電站可用率等性能滿足并網承諾相關技術要求。在項目達到設計壽命或安全運行狀況不滿足相關技術要求時，應及時組織論證評估和整改工作，經整改后仍不滿足相關要求的，應采取項目退役措施，并及時報告原備案機關等相關單位。電網企業應加強獨立新型儲能項目性能參數的在線監控和定期評價。（二）優化調度運行管理。電力調度機構應制定完善新型儲能項目調度運行管理有關規則，構建新型儲能集聚調度平臺，堅持以市場化方式優化新型儲能設施調度運行，充分發揮新型儲能項目作用和效益。為保障電力可靠供應和電網安全穩定，在電力供應緊張、系統調節困難等特殊時段，電力調度機構可根據需要統一調度運行新型儲能設施，并做好調用記錄，按照有關規定予以考核和補償。（三）強化安全生產管理。新型儲能項目單位要按照國家相關規定落實企業安全生產和消防安全主體責任，遵守安全生產和消防安全法律法規、標準規范，建立涵蓋規劃設計、施工調試、檢測認證、消防安全、應急處置、質量監管和環保監控等全過程的安全管理體系，加強員工專業技能培訓和考核，編制應急預案并定期開展演練。各地政府相關部門要落實屬地管理責任，加強協調、完善新型儲能項目安全管理，提升應急消防處置能力。（四）助力儲能產業鏈建設。支持并鼓勵各地結合自身發展實際，研究出臺補貼等地方性支持政策，推動當地新型儲能項目高質量發展。加強省內儲能制造企業與新型儲能項目對接，促成一批產業上下游戰略合作，加速形成儲能材料生產、設備制造、儲能集成、運行檢測等優勢產業，推動我省儲能全產業鏈的加快發展。本措施自印發之日起實施，根據我省新型儲能項目發展情況和國家、省政策變化適時調整。
《關于加快推動我省新型儲能項目高質量發展的若干措施》的起草說明
新型儲能是新型電力系統的重要技術和基礎裝備，對支持全省新能源消納、保障供電安全、推動電力綠色轉型、促進能源產業高質量發展、實現碳達峰碳中和目標具有重要意義。2022年，國家發展改革委、國家能源局印發了《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》、《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》等，我委印發了《江蘇省“十四五”新型儲能發展實施方案》。近幾年是加快推動我省新型儲能發展的窗口期和機遇期，為切實落實國家和我省的有關政策和方案，我們編制起草了《關于加快推動我省新型儲能項目高質量發展的若干措施》。《若干措施》包括強化規劃引領、加快工程建設、支持項目運營、做好全程管理四個部分。第一部分，強化規劃引領。明確了新型儲能的發展目標、重點發展電網側儲能、鼓勵發展用戶側儲能、支持發展電源側儲能、提高綠電應用水平、引導技術創新應用。第二部分，加快工程建設。主要有優化項目納規流程、建立服務推進機制、強化資源要素保障、做好接入電網工作、嚴格工程建設標準、加快并網調試工作。第三部分，支持項目運營。明確市場主體地位，完善市場參與機制，優化參與市場方式，適當進行扶持補貼，建立容量租賃機制。第四部分，做好全程管理。加強項目技術監督，優化調度運行管理，強化安全生產監管，助力儲能產業鏈建設。
