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
各设区市发展改革委，韩城市发展改革委、杨凌示范区发展改革局、神木市发展改革局、府谷县发展改革局，国家电网西北分部、国网陕西省电力有限公司，陕西电力交易中心有限公司，有关储能企业：
为加快推动陕西省新型储能健康发展，助力我省新型电力系统建设，按照《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用的通知》（发改办运行〔2022〕475号）文件精神，陕西省发展改革委、国家能源局西北监管局结合陕西电力系统运行和市场发展需要，充分征求相关市场主体意见建议后，编制形成《陕西省新型储能参与电力市场交易实施方案》，现予以印发。
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。
为推动陕西新型储能健康发展，助力新型电力系统建设，依据《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）、《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用的通知》（发改办运行〔2022〕475号）和陕西电力市场有关规则，结合陕西实际，制定本方案。
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加快推动陕西省新型储能发展，明确新型储能市场定位，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，发挥新型储能技术优势，提升新型储能利用水平，保障储能合理收益，强化电力系统顶峰、调峰、调频、爬坡等灵活调节能力，保障电力可靠供应，促进清洁能源消纳，助力储能产业高质量发展。
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。
新型储能指除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的电化学、压缩空气、全钒液流、飞轮等形式的储能项目。
新型储能按电力市场主体类型分为独立储能、电源侧储能、用户侧储能三类。
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。
独立储能指具备独立计量、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，作为独立主体参与电力市场。
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。
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。
1.具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。
2.与电网企业签订《并网调度协议》，已接入调度自动化系统且可被电网企业监控和调度。
加快完善政策机制，加大政策支持力度，鼓励储能投资建设。
3.具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足结算要求。
4.直接参与批发市场交易的独立储能额定功率不低于6兆瓦，额定功率下充、放电时间不低于2小时。
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。
独立储能应在陕西电力交易中心有限公司（简称交易中心）完成注册，提供的信息和资料包括但不限于：
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。
1.基本信息：企业工商信息、联系信息、投资主体关系信息、银行账户信息、开票信息及对应证明材料；
政府核准（备案）文件、并网调度协议、购售电合同、供用电合同等，及已完成投产并具备并网运行条件的相关资料等。
到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。
2.技术参数：项目所属区域、调度名称、储能类型、接入电压等级、电站容量、充（放）电功率、放电深度、充放电时长、响应速率等。
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。
电源侧储能指在发电企业（场站）计量关口内并网的，与发电企业联合运行且归属于同一结算主体的新型储能。
用户侧储能指在电力用户计量关口内并网的，与电力用户联合运行且归属于同一结算主体的新型储能。
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。
电源侧储能、用户侧储能不单独履行市场主体注册手续。
已注册且拥有自用储能的发电企业或电力用户应补充提供储能电站相关信息和资料。
未注册的拥有自用储能的发电企业或电力用户按照自身属性进行注册并参与交易。
电压等级在10千伏及以上或装机不低于6兆瓦的电源侧储能、用户侧储能应完成站内计量、控制等系统改造，满足电网调度监控技术条件有关要求。
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。
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。
电源侧储能、用户侧储能通过技术改造满足有关要求、符合独立储能市场准入条件时，可申请转换为独立储能。
相关规划成果应及时报送国家发展改革委、国家能源局。
市场主体应在陕西电力交易中心完成身份转换及注册变更手续。
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。
独立储能可参与电力中长期电能量市场、现货电能量市场、辅助服务市场及容量市场的各类交易（含容量补偿机制等）。
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。
也可根据市场主体意愿，只选择参加其中一类或几类交易。
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。
独立储能参与电能量市场交易具有两种市场角色，在充电时段视同电力用户，在放电时段视同发电企业参与交易。
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。
独立储能可选择参加年度、月度、月内（多日）周期的交易，与其他市场主体通过双边协商交易、集中交易方式达成交易。
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。
双边协商交易时，独立储能与发电企业、电力用户分别协商确定每日充电、放电时段和电量。
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。
集中交易时，独立储能选择以电力用户身份、发电企业身份分别申报出清。
因充放电交易电量不匹配等原因无法履约时，独立储能可通过合同转让或回购交易处理。
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。
独立储能交易申报不应超过其充放电能力，每日充电和放电时段不能重叠，交易价格由市场化方式形成。
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。
为充分利用储能资源，现阶段独立储能也可不与特定对象达成购电或售电交易，而是选择参与充放电曲线申报。
即储能在运行日规定时间前通过交易平台申报每日充电、放电时段和电量曲线，以价格接受者身份形成充放电价格，经陕西电力交易中心合规审核和调度安全校核通过后，形成独立储能充放电最终交易结果。
独立储能应在执行月前一个月选择上述两种模式中的一种参与，确认后执行月内不得更改。
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。
在与其他市场主体达成交易的合同周期内，独立储能不可再参与充放电曲线申报。
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。
现货市场运行后，独立储能可不参加中长期市场，只参加现货市场，充电电量、放电电量全部按现货市场价格及规则结算。
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。
在集中式现货模式下，独立储能也可既参与中长期市场又参与现货市场，中长期合同电量按合同价格结算，偏差电量按现货市场价格及规则结算。
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。
以社会福利最大化为目标，将充放电功率和荷电状态作为约束条件之一，采用安全约束机组组合（SCUC）和安全约束经济调度（SCED）算法进行出清，形成独立储能充放电计划曲线。
暂不具备条件时，也可采用“报量不报价”方式参与，接受现货出清价格。
鼓励开展储能技术应用示范、首台（套）重大技术装备示范。
具体事项按照陕西省电力现货市场交易相关实施细则执行。
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。
独立储能参与辅助服务市场按照西北区域、陕西电力辅助服务市场相关规则执行。
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。
调度机构因保安全、保平衡、保消纳等电网运行需要，在市场化手段用尽情况下有权调整独立储能电站的充放电功率及时段。
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。
调度机构应通过交易平台披露独立储能应急调用相关情况，包括调用原因、调用时段、调用电力等情况。
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。
实际充电电量按陕西电力市场用户侧结算规则结算，实际放电电量按照陕西电力市场发电侧结算规则结算。
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。
结合西北区域、陕西电力辅助服务市场相关规则，做好中长期交易合同电量、辅助服务出清电量与偏差电量的清分和结算。
中长期合同电量部分按照“照付不议”原则结算，充电合同支付购电费用，放电合同获得售电收入。
其中，参与充放电曲线申报出清的充电电量按当月用户侧省内中长期交易对应时段均价结算，放电电量按当月发电侧省内中长期交易对应时段均价结算；
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；
未形成对应时段交易价格时，充电电量、放电电量按最近月份月度集中竞价交易均价结算。
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。
现货市场未运行前，独立储能参与应急调度涉及的交易日，其所有充放电均不考虑偏差，按照参与充放电曲线申报出清电量对应的价格结算。
因应急调度原因造成的独立储能电能量费用损益纳入不平衡资金。
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。
独立储能充电时视为电力用户，充电价格执行陕西省分时电价政策。
独立储能向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
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。
电源侧储能与所属发电企业视为一个整体，维持发电属性不变，按照现行市场规则参与批发市场中长期市场、现货市场和辅助服务市场交易等。
电源侧储能原则上只利用自身发电电量充电，自身不主动从电网净下网电量；
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。
以储能所属市场主体为结算对象，依据陕西电力市场相关结算规则及结算流程进行结算。
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。
用户侧储能与其所属电力用户视为一个整体，维持用电属性不变，按照现行市场规则参与批发市场中长期市场、现货市场、辅助服务市场交易，零售市场交易和需求响应市场等。
加强现行能源电力系统相关标准与储能应用的统筹衔接。
用户侧储能原则上只将下网电量自储自用，自身不主动向电网净上网电量；
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。
以储能所属市场主体为结算对象，依据陕西电力市场、需求响应相关结算规则及结算流程进行结算。
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；
陕西电力交易中心负责编制新型储能参与电力市场交易细则；
负责新型储能的市场注册和管理，组织新型储能参与中长期电能量交易；
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；
配合调度机构组织新型储能参与现货电能量交易和辅助服务市场交易；
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。
陕西电力调度控制中心负责新型储能参与现货市场交易、辅助服务市场交易、安全校核，配合交易机构组织新型储能参与中长期电能量交易；
负责建立健全新型储能调度运行机制，按照相应规程对新型储能实施电力调度；
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。
国网陕西省电力有限公司负责向新型储能提供公平的输配电、电网接入和计量服务，提供的新型储能充电电量、放电电量计量数据，保障计量周期和抄表时间应满足最小交易周期及现货市场运行结算需要；
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。
负责依据陕西电力交易中心出具的结算依据等开展电费结算。
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。
陕西省发展改革委、国家能源局西北监管局负责组织新型储能参与陕西电力市场交易工作。
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。
建立完善市场交易、调度运行机制，监管市场运营机构、新型储能企业组织、参与市场交易行为，做好政策宣贯解读培训，提升新型储能利用水平，确保储能参与电力市场平稳有序运行，引导行业健康发展。
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。