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
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、能源局，国家能源局各派出机构：
实现碳达峰碳中和，努力构建清洁低碳、安全高效能源体系，是党中央、国务院作出的重大决策部署。
抽水蓄能和新型储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、促进能源高质量发展、支撑应对气候变化目标实现具有重要意义。
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。
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。
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；
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中、五中全会精神，落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，以实现碳达峰碳中和为目标，将发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措，以政策环境为有力保障，以市场机制为根本依托，以技术革新为内生动力，加快构建多轮驱动良好局面，推动储能高质量发展。
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。
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。
加强顶层设计，统筹储能发展各项工作，强化规划科学引领作用。
鼓励结合源、网、荷不同需求探索储能多元化发展模式。
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。
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。
以“揭榜挂帅”方式加强关键技术装备研发，推动储能技术进步和成本下降。
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。
建设产教融合等技术创新平台，加快成果转化，有效促进规模化应用，壮大产业体系。
加快完善政策机制，加大政策支持力度，鼓励储能投资建设。
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。
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。
完善优化储能项目管理程序，健全技术标准和检测认证体系，提升行业建设运行水平。
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。
推动建立安全技术标准及管理体系，强化消防安全管理，严守安全底线。
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。
到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。
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。
新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦以上。
新型储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用。
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。
新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。
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。
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。
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。
研究编制新型储能规划，进一步明确“十四五”及中长期新型储能发展目标及重点任务。
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。
省级能源主管部门应开展新型储能专项规划研究，提出各地区规模及项目布局，并做好与相关规划的衔接。
相关规划成果应及时报送国家发展改革委、国家能源局。
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。
结合系统实际需求，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。
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。
充分发挥大规模新型储能的作用，推动多能互补发展，规划建设跨区输送的大型清洁能源基地，提升外送通道利用率和通道可再生能源电量占比。
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。
探索利用退役火电机组的既有厂址和输变电设施建设储能或风光储设施。
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。
通过关键节点布局电网侧储能，提升大规模高比例新能源及大容量直流接入后系统灵活调节能力和安全稳定水平。
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；
在电网末端及偏远地区，建设电网侧储能或风光储电站，提高电网供电能力。
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。
围绕重要负荷用户需求，建设一批移动式或固定式储能，提升应急供电保障能力或延缓输变电升级改造需求。
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。
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。
鼓励围绕分布式新能源、微电网、大数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等其他终端用户，探索储能融合发展新场景。
鼓励聚合利用不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，结合体制机制综合创新，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。
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。
开展前瞻性、系统性、战略性储能关键技术研发，以“揭榜挂帅”方式调动企业、高校及科研院所等各方面力量，推动储能理论和关键材料、单元、模块、系统中短板技术攻关，加快实现核心技术自主化，强化电化学储能安全技术研究。
各市（州）要加强协调指导，在用地、资金保障等方面给予支持。
坚持储能技术多元化，推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用，实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期，加快飞轮储能、钠离子电池等技术开展规模化试验示范，以需求为导向，探索开展储氢、储热及其他创新储能技术的研究和示范应用。
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。
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。
完善储能技术学科专业建设，深化多学科人才交叉培养，打造一批储能技术产教融合创新平台。
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。
鼓励地方政府、企业、金融机构、技术机构等联合组建新型储能发展基金和创新联盟，优化创新资源分配，推动商业模式创新。
鼓励开展储能技术应用示范、首台（套）重大技术装备示范。
加强对新型储能重大示范项目分析评估，为新技术、新产品、新方案实际应用效果提供科学数据支撑，为国家制定产业政策和技术标准提供科学依据。
通过重大项目建设引导提升储能核心技术装备自主可控水平，重视上下游协同，依托具有自主知识产权和核心竞争力的骨干企业，积极推动从生产、建设、运营到回收的全产业链发展。
支持结合资源禀赋、技术优势、产业基础、人力资源等条件，推动建设一批国家储能高新技术产业化基地。
研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。
因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。
建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；
研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。
对于配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，动态评估其系统价值和技术水平，可在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。
以电力系统需求为导向，以发挥储能运行效益和功能为目标，建立健全各地方新建电力装机配套储能政策。
电网企业应积极优化调度运行机制，研究制定各类型储能设施调度运行规程和调用标准，明确调度关系归属、功能定位和运行方式，充分发挥储能作为灵活性资源的功能和效益。
明确地方政府相关部门新型储能行业管理职能，协调优化储能备案办理流程、出台管理细则。
督促电网企业按照“简化手续、提高效率”的原则明确并网流程，及时出具并网接入意见，负责建设接网工程，提供并网调试及验收等服务，鼓励对用户侧储能提供“一站式”服务。
按照储能发展和安全运行需求，发挥储能标准化信息平台作用，统筹研究、完善储能标准体系建设的顶层设计，开展不同应用场景储能标准制修订，建立健全储能全产业链技术标准体系。
加强现行能源电力系统相关标准与储能应用的统筹衔接。
推动建立储能设备制造、建设安装、运行监测等环节的安全标准及管理体系。
国家发展改革委、国家能源局负责牵头构建储能高质量发展体制机制，协调有关部门共同解决重大问题，及时总结成功经验和有效做法；
按照“揭榜挂帅”等方式要求，推进国家储能技术产教融合创新平台建设，逐步实现产业技术由跟跑向并跑领跑转变；
推动设立储能发展基金，支持主流新型储能技术产业化示范；
有效利用现有中央预算内专项等资金渠道，积极支持新型储能关键技术装备产业化及应用项目。
各地区相关部门要结合实际，制定落实方案和完善政策措施，科学有序推进各项任务。
国家能源局各派出机构应加强事中事后监管，健全完善新型储能参与市场交易、安全管理等监管机制。
各省级能源主管部门应分解落实新型储能发展目标，在充分掌握电力系统实际情况、资源条件、建设能力等基础上，按年度编制新型储能发展方案。
加大支持新型储能发展的财政、金融、税收、土地等政策力度。
鼓励各地研究出台相关改革举措、开展改革试点，在深入探索储能技术路线、创新商业模式等的基础上，研究建立合理的储能成本分摊和疏导机制。
加快新型储能技术和重点区域试点示范，及时总结可复制推广的做法和成功经验，为储能规模化高质量发展奠定坚实基础。
逐步建立与新型储能发展阶段相适应的闭环监管机制，适时组织开展专项监管工作，引导产业健康发展。
推动建设国家级储能大数据平台，建立常态化项目信息上报机制，探索重点项目信息数据接入，提升行业管理信息化水平。
督促地方政府相关部门明确新型储能产业链各环节安全责任主体，强化消防安全管理。
明确新型储能并网运行标准，加强组件和系统运行状态在线监测，有效提升安全运行水平。