关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知
为充分发挥新型储能功能作用，促进新能源消纳，提升电力系统调节能力，推动源网荷储一体化发展，支撑构建新型电力系统，依据《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）、《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（发改办运行〔2022〕475号）、《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》（国能发科技规〔2024〕26号）等文件精神，现就促进新型储能积极健康发展有关事项通知如下。
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、经信委（工信委、工信厅、工信局、经信厅）、能源局，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司：
为贯彻落实《中共中央、国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，按照《国家发展改革委、国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）有关要求，进一步明确新型储能市场定位，建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，提升新型储能利用水平，引导行业健康发展，现就有关事项通知如下。
积极发展电网侧储能、稳步推进电源侧储能、灵活发展用户侧储能，力争到2027年底，全省新型储能装机规模达500万千瓦，其中成都新型储能装机规模不低于200万千瓦。
新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的重要组成部分。
电网侧新型储能优先在区域电力缺口较大、负荷峰谷差明显、电源就地支撑规模不足的点位布局。
要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展。
在送出输电通道不受限、新能源大规模汇集的断面，适当合理配置电网侧新型储能；
送出通道（丰水期）满载、新能源规模占比较小的地区，不宜在本地配置电网侧新型储能。
具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。
在“三州一市”等新能源资源富集地区，结合新能源消纳利用和支撑保供需要，科学配建电源侧新型储能。
鼓励以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目。
鼓励工业、算力、通信、互联网等用电量大且对供电可靠性、电能质量要求高的电力用户，以及大数据中心、工业园区等场所终端用户，按需配建用户侧新型储能。
按照《国家发展改革委、国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号）有关要求，涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。
电网侧新型储能项目重点布局成都等负荷中心，服务电力保供和电网安全稳定运行。
以配建形式存在的新型储能项目，在完成站内计量、控制等相关系统改造并符合相关技术要求情况下，鼓励与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体，按照现有相关规则参与电力市场。
成都负荷中心新增项目重点布局在成都电网南部区域，其次布局在成都电网东部区域，紧邻成都的其他市梯次补充。
各地根据市场放开电源实际情况，鼓励新能源场站和配建储能联合参与市场，利用储能改善新能源涉网性能，保障新能源高效消纳利用。
德阳、绵阳、乐山、宜宾等电力负荷增长快、系统调节需求强的其他区域，因地制宜布局电网侧新型储能。
随着市场建设逐步成熟，鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式。
省级能源主管部门会同省级电网企业在统筹电力供需形势、电力供应结构、其他电源布局等基础上，提出年度电网侧新型储能规模布局总体考虑，组织各市（州）能源主管部门研究谋划项目，并按年度报送项目建议，按程序评估论证形成年度项目清单并推动项目建设。
鉴于现阶段储能容量相对较小，鼓励独立储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约，发挥移峰填谷和顶峰发电作用。
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。
新型储能项目实行备案管理，各地备案机关不得违规设置备案前置条件。
市（州）能源主管部门应加强项目信息梳理，电网侧新型储能项目备案信息、装机规模5万千瓦及以上的电源侧和用户侧新型储能项目信息应定期汇总报送省级能源主管部门。
鼓励独立储能按照辅助服务市场规则或辅助服务管理细则，提供有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务等辅助服务，以及在电网事故时提供快速有功响应服务。
辅助服务费用应根据《电力辅助服务管理办法》有关规定，按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。
各市（州）能源主管部门督促纳入年度项目清单的新型储能项目加快办理各项建设手续，推动项目开工建设，定期向省级能源主管部门报送建设进度。
纳入年度项目清单、为迎峰度夏（度冬）电力保供提供支撑的电网侧新型储能项目，未按承诺时限开工，经评估论证后调出年度项目清单。
对于暂未参与市场的配建储能，尤其是新能源配建储能，电力调度机构应建立科学调度机制，项目业主要加强储能设施系统运行维护，确保储能系统安全稳定运行。
燃煤发电等其他类型电源的配建储能，参照上述要求执行，进一步提升储能利用水平。
单独开发的新能源项目按要求配储，鼓励其他新能源项目合理配储。
对配置新型储能（含租赁）不低于装机容量10%、时长2小时及以上的新能源项目，适当倾斜支持保障利用小时数。
各地要根据电力供需实际情况，适度拉大峰谷价差，为用户侧储能发展创造空间。
2023年7月20日后核准或备案的单独开发的风电、集中式光伏项目，未按要求配储、或配储容量不满足要求的新能源项目，鼓励通过租赁方式配储，租赁合同可作为新能源配储容量和项目并网的依据，租赁协议不短于3年。
根据各地实际情况，鼓励进一步拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格，引导用户侧主动配置新型储能，增加用户侧储能获取收益渠道。
本通知印发后核准、备案的装机容量不高于10万千瓦的新能源项目（以单个项目计），原则上通过租赁方式配置新型储能。
鼓励用户采用储能技术减少自身高峰用电需求，减少接入电力系统的增容投资。
电网企业指导纳入年度项目清单的电网侧新型储能电站办理接入并网手续，做好并网调试验收，确保配套接网工程同步投产使用。
各地要加强电网侧储能的科学规划和有效监管，鼓励电网侧根据电力系统运行需要，在关键节点建设储能设施。
研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场；
原则上对纳入示范项目的电网侧新型储能电站每年调用完全充放电次数不低于250次，其他纳入年度项目清单的电网侧新型储能电站参照执行。
探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。
完善电网侧新型储能电站和用户侧新型储能设施充放电价格机制。
在新版《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》基础上，各地要结合实际、全面统筹，抓紧修订完善本地区适应储能参与的相关市场规则，抓紧修订完善本地区适应储能参与的并网运行、辅助服务管理实施细则，推动储能在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用。
优化分时电价政策，引导新型储能更好响应电力系统调峰需求。
各地要建立完善储能项目平等参与市场的交易机制，明确储能作为独立市场主体的准入标准和注册、交易、结算规则。
支持配建新型储能设施的工商业用户向电网企业报装时，工商业用户与配建储能设施视为同一主体，由双方按照电价政策协商优化基本电费计收方式。
新型储能项目建设应符合《新型储能项目管理规范（暂行）》等相关标准规范要求，主要设备应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。
支持电网侧、用户侧新型储能参与电力中长期市场，充电时作为用户参与常规直购交易；
储能项目要完善站内技术支持系统，向电网企业上传实时充放电功率、荷电状态等运行信息，参与电力市场和调度运行的项目还需具备接受调度指令的能力。
放电时，电网侧新型储能放电电量参照省内燃煤火电方式参与市场交易。
电力交易机构要完善适应储能参与交易的电力市场交易系统。
推动新型储能参与需求侧响应、辅助服务市场，获取需求侧响应补偿和辅助服务费用。
电力企业要建立技术支持平台，实现独立储能电站荷电状态全面监控和充放电精准调控，并指导项目业主做好储能并网所需一、二次设备建设改造，满足储能参与市场、并网运行和接受调度指令的相关技术要求。
加快电力现货市场建设，以市场化机制推动新型储能发挥作用。
国家发展改革委、国家能源局总体牵头，各地要按照职责分工明确相关牵头部门，分解任务，建立完善适应新型储能发展的市场机制和调度运行机制，对工作推动过程中有关问题进行跟踪、协调和指导。
地方政府相关部门和国家能源局派出机构要按照职责分工落实储能参与电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场等相关工作，同步建立辅助服务和容量电价补偿机制并向用户传导。
省级能源主管部门、省直有关部门（单位）、国家能源局派出机构及省级电网企业等加强协同，不断完善中长期电力市场、新型储能项目建设运行、新能源和新型储能并网调度及考核等相关制度，引导新型储能行业健康有序发展。
充分发挥全国新型储能大数据平台作用，动态跟踪分析储能调用和参与市场情况，探索创新可持续的商业模式。
各市（州）要加强协调指导，在用地、资金保障等方面给予支持。
地方政府相关部门和国家能源局派出机构要研究细化监管措施，加强对独立储能调度运行监管，保障社会化资本投资的储能电站得到公平调度，具有同等权益和相当的利用率。
对纳入年度项目清单的电网侧新型储能项目在符合国土空间规划的前提下，优先安排使用公用设施用地或工业用地，用户侧新型储能设施用地与产业园区、工商业企业用地统一规划。
各地要加强新型储能建设、运行安全监管，督促有关电力企业严格落实《国家能源局综合司关于加强电化学储能电站安全管理的通知》（国能综通安全〔2022〕37号）要求，鼓励电力企业积极参加国家级电化学储能电站安全监测信息平台建设，在确保安全前提下推动有关工作。
支持示范项目和纳入年度项目清单的新型储能项目申报使用超长期特别国债、地方政府专项债等政策性开发性金融工具。
各地要根据本地新型储能现状和市场建设情况，制定细化工作实施方案，并抓好落实。
有关工作考虑和进展情况请于9月30日前报送国家发展改革委、国家能源局。
鼓励各市（州）结合实际出台配套支持政策，支持新型储能建设运营，出台配套政策市（州）的电网侧新型储能项目优先纳入年度项目清单。