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
各市、县（区）发展改革委（局）、宁东管委会经济发展局，国网宁夏电力有限公司、各相关企业：
为了促进储能项目建设，丰富储能运营方式、发挥储能调节作用、保障新型储能合理高效利用，按照国家发展改革委、国家能源局《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号），国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运行的通知》（发改办运行〔2022〕475号）有关要求，结合自治区储能发展实际，进一步明确新型储能市场地位，引导行业健康发展，现将有关事项通知如下。
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。
自治区能源主管部门会同国网宁夏电力公司结合我区实际，研究制定独立储能电站规划布局指引，在新能源富集地区、负荷中心地区、接入条件较好地区合理划定推荐区域，县区备案部门根据储能项目规划布局指引，指导优化储能项目备案选址。
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。
各县区及时评估“备而未建”储能项目的建设条件，备案超过两年未开工建设的或者未办理任何其他手续的，其备案文件自动失效，定期清理备案文件失效、接入意见逾期的项目，为增量项目释放电网接入资源。
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。
增量新能源项目应在首次并网前完成储能配置工作，国网宁夏电力公司核实储能配置规模后予以并网；
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。
2022年1月1日后并网的新能源项目在配储租赁到期后未续租的，视同不满足配储要求，不符合并网条件，不予调用。
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。
存量新能源项目（2021年12月31日前并网）未配储或配储租赁到期后未续租的，在新能源消纳困难时优先弃电至装机容量的10%。
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。
并网新能源项目未配储时间超过30天的，重新续租或自建时，按原配储比例2倍规模配置（时长不变）。
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。
鼓励储能企业加大研发投入，特别是在提高系统效率、降低成本方面推动新技术创新及应用。
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。
支持时长超过4小时及以上的大容量（功率×时长）、安全、高效储能建设，新能源企业与该类储能签订租赁合同时，按其功率的1.2倍折算配储规模。
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。
现货市场连续运营前，独立储能参与中长期电能量市场的，可同步享受调峰辅助服务收益，中长期电能量合同按照自治区出台的电力交易有关规定执行，调峰价格按西北能源监管局和自治区发展改革委出台文件为准。
现货市场连续运行后，储能可参与现货电能量交易及调频辅助服务交易，推动建立储能容量补偿机制，支持储能产业健康平稳发展。
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。
独立储能损耗电量承担输配电价（免收基本电费）、系统运行费、上网环节线损费用和政府性基金及附加，上网电量对应的下网电量不承担上述费用。
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。
参与中长期电能量市场前，上下网电量执行火电基准电价；
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。
参与中长期或现货市场后，上下网电量执行电能量市场交易价格。
有关电力企业要严格落实《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）和储能电站所在县区各职能部门安全工作要求，强化储能电站安全运行责任主体，树牢安全意识，各县区要加强对储能项目实施效果评估。
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。
各地、各有关部门、单位，按照本通知细化政策举措，抓好工作落实，执行中遇到具体情况，及时与自治区发展改革委沟通，以确保自治区储能产业健康有序发展，为新型电力系统建设发挥有力支撑。
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。
本通知自印发之日起施行，执行期间，国家有新规定的，从其规定。
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。
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。
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。
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；
探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。