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。
各市（州）人民政府，长白山管委会，各县（市）人民政府，省政府各厅委办、各直属机构，驻吉中直有关部门、单位：
《抢先布局氢能产业新赛道实施方案》和《抢先布局新型储能产业新赛道实施方案》已经省政府同意，现印发给你们，请认真抓好贯彻落实。
为深入贯彻党的二十大精神和省第十二次党代会部署要求，全面落实新时代推动东北全面振兴座谈会精神，抢占氢能产业新赛道，打造“中国北方氢谷”，依据《“氢动吉林”行动实施方案》（吉政发〔2022〕23号）和《“氢动吉林”中长期发展规划（2021-2035年）》（吉政办发〔2022〕36号），制定本方案。
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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。
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神，忠实践行习近平总书记视察吉林重要讲话重要指示精神，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，构建新发展格局，贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，以供给侧结构性改革为主线，坚决履行“3060”碳达峰碳中和责任，全面实施“一主六双”高质量发展战略，深入开展“氢动吉林”行动，把发展氢能作为推动产业转型升级、促进能源结构调整的重要引擎，加强技术研发，提升装备制造水平，贯通氢能产业链条，构建新型产业生态，抢占绿色氢能产业发展新赛道制高点，打造“中国北方氢谷”，为吉林全面振兴取得新突破提供有力支撑。
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坚持“安全为本、绿色发展、创新驱动、市场主导、产业协同、示范先行”的原则，积极顺应能源变革发展趋势，立足吉林产业基础优势，超前谋划布局，抢占氢能产业发展制高点。
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。
聚焦氢基绿色能源、氢能装备制造、氢能交通、氢储能等重点领域，强化顶层设计、技术攻关、应用推广、产业扶持和项目对接，形成氢能全产业链发展格局，培育千亿级产业集群。
鼓励结合源、网、荷不同需求探索储能多元化发展模式。
到2025年，氢能产业布局初步成型，产业链逐步完善，产业规模快速增长，氢能产业产值达到100亿元，带动新能源装机规模500万千瓦。
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。
到2030年，全省氢能产业实现跨越式发展，产业链布局趋于完善，产业集群形成规模，产值达到300亿元。
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。
到2035年，“一区、两轴、四基地”发展格局基本形成，氢能产业产值突破1000亿元，成为东北亚地区绿氢全产业链创新应用基地，建成“中国北方氢谷”。
加快完善政策机制，加大政策支持力度，鼓励储能投资建设。
全面落实《加快吉林省新能源产业“绿电+消纳”试点创建实施方案（试行）》（吉政办发〔2023〕19号），在白城、松原、四平等风光资源优势地区，加快布局新能源直供模式和孤网运行模式制氢项目，助力风光资源开发和消纳，实现可再生能源就地转化，推动资源优势转化为竞争优势，初步形成区域氢能供应能力。
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。
发展目标：到2025年，可再生能源制氢产能达20万吨/年，氢能产业项目带动新能源装机规模突破500万千瓦。
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。
深度开发氢能在工业领域的应用潜力，大力开拓规模化用氢场景。
到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。
重点推进吉电股份大安风光制绿氢合成氨一体化示范（一期）、中能建松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）、三一吉林长岭风光氢储数字化、吉电股份大安风光制绿氢合成氨一体化示范（二期）、吉电股份（中远集团）大安风光制绿氢生物质耦合绿色甲醇、吉电股份（中远集团）梨树风光制绿氢生物质耦合绿色甲醇、吉电股份大安化工规模化风光直流离网制氢创新示范和上海电气洮南市风电耦合生物质绿色甲醇一体化示范等项目建设，以可再生能源制氢及应用一体化示范项目为抓手，逐步打造具有成本优势的氢基绿色能源产业链。
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。
发展目标：到2025年，绿色合成氨、绿色甲醇、绿色航煤等氢基绿色能源产能达100万吨。
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。
突出氢能车辆更适应我省冬季高寒环境特点，发挥汽车产业基础优势，加快推广氢能车辆应用。
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。
以商用车为主、乘用车为辅，在全省主要城市开展以市内主干线、旅游景区等场景为主的道路交通应用示范。
在示范区域适度超前布局制氢加氢一体站、油气氢电合建站等基础设施，重点推进中韩（长春）国际合作示范区“可再生能源+PEM制氢+加氢”一体化创新示范、白城分布式发电制氢加氢一体化示范等项目建设，形成可再生能源制氢加氢一体站推广模式，完善各地加氢站覆盖，保障各场景用氢需求。
发展目标：到2025年，全省建成加氢站10座，氢燃料电池汽车运营规模达到500辆。
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。
发挥氢能大规模、长周期储能优势，结合未来高比例新能源发电的储能调峰需求，前瞻性在能源领域开展布局，加强氢电协同，强化氢能产业发展与新型电力系统建设协调性。
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。
加快推动省内新建燃气轮机具备掺氢（氨）运行条件，并率先示范。
相关规划成果应及时报送国家发展改革委、国家能源局。
逐步探索省内燃煤机组掺氨改造以及氢燃料电池在热电联供、固定式发电、数据中心、通讯基站等领域的应用。
开展氢能清洁供暖示范项目工程，在可再生能源制氢基地附近试点示范天然气掺氢供气、氢电耦合锅炉供暖、热电联供等项目工程。
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。
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。
发展目标：到2025年，探索燃机掺氢、煤机掺氨试点示范，力争取得阶段性成效。
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。
加快建设先进装备制造产业集群，重点引入影响力大、产业链辐射广的氢能相关优势企业，充分发挥产业链集聚的虹吸效应，带动氢能装备产业集群扩大与发展，着力构建产业发展内循环。
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。
推动省内产业发展协同，重点推进国家电投长春氢能产研基地项目及其100MW级PEM制氢设备中试产线、一汽氢能车辆制造、延边国泰新能源氢燃料客车开发及示范等项目建设，加快引育可再生能源制氢头部企业省内发展，推动燃料电池发动机、燃料电池电堆、氢能燃料内燃机、Ⅳ型高压车载储氢瓶、双极板、膜电极、质子交换膜、氢气循环泵、空气压缩机等项目落地，形成电解水制氢成套设备产业化能力。
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。
发展目标：到2025年，引进或培育3-4家具有自主知识产权的氢能装备制造企业、燃料电池系统及电堆生产企业。
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。
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。
发挥吉林省“氢动吉林”行动领导小组作用，构建到底到边的责任体系。
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。
明确领导小组各成员单位职责分工，构建分工清晰、运作规范、各负其责、协同推进的工作体系。
各部门要结合各自职责制定落实氢能产业政策细则，围绕氢能规范管理、基础设施建设运营、关键核心技术装备创新、氢能产业多元应用试点示范等，加快完善配套政策与标准体系，为氢能产业创造良好发展环境。
严格落实《吉林省氢能产业安全管理办法（试行）》（吉政办规〔2023〕1号），压实企业安全生产主体责任、属地政府安全管理责任和部门安全监管责任，强化制氢、储运氢、加氢、用氢等各环节安全管理。
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。
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。
加速推进氢能产业综合研究院等创新平台建设，发挥政府力量，鼓励吉林大学、东北师范大学、长春应化所、一汽集团等大校大院大所大企合作，推动跨学科、跨行业、跨部门创新资源整合，建立更加协同高效的氢能产业创新体系。
集中力量解决氢能领域卡脖子问题，力争在质子交换膜、催化剂、碳纸、膜电极组件等高价值核心材料和零部件上尽快取得实质性技术突破，推动“制、储、运、用”各环节关键技术持续迭代，为氢能产业发展和商业化应用提供有力技术支持，实现产学研深度合作。
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。
鼓励氢能相关企业、科研院所开展科普宣传，积极引导消费者体验氢能技术产品，提升社会对氢能利用的认可程度。
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。
积极引进国内外顶级专家、人才和团队，激励措施，以事业和平台留人。
鼓励省内大中专院校结合实际情况，通过设置氢能学科（专业）、与企业合作培养专业人才、与企业合作设立学生实训（实习）基地等方式培育氢能产业人才。
鼓励开展储能技术应用示范、首台（套）重大技术装备示范。
在氢能关键技术领域布局一批创新平台，培育一批“专精特新”企业，助力提升我省氢能产业研发能力、管理能力、决策能力。
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。
聚焦《“氢动吉林”中长期发展规划（2021-2035年）》（吉政办发〔2022〕36号）确定的战略布局和六项重点工程，合理统筹产业发展时序，重点在氢基绿能、交通运营、基础设施、氢电协同、氢气储运、装备制造、研发平台、标准体系等8个方向开展示范，推动一批成熟度高、可行性强、示范性好的项目开工建设。
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。
为贯彻落实省领导在《关于吉林抢先布局六个新赛道的调研报告》上的批示要求，根据《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）、《国家发展改革委国家能源局关于印发“十四五”新型储能发展实施方案的通知》（发改能源〔2022〕209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）以及《吉林省新能源产业高质量发展战略规划（2022-2030年）》（吉政办发〔2022〕38号）、《吉林省电力发展“十四五”规划》（吉能电力〔2022〕356号）等文件精神，制定本方案。
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。
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神，深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，聚焦实现碳达峰碳中和目标，适应新型电力系统发展新趋势，紧跟国内储能发展新步伐，抢先布局新型储能新赛道，以试点促推广应用、以示范促深化发展，充分发挥新型储能设施在保障电力安全供应、系统稳定运行、促进新能源消纳等方面的作用，加快推动我省新型储能高质量、规模化发展，为全省能源高质量发展提供重要支撑和有力保障。
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。
坚持全省“一盘棋”，整合各类资源，形成工作合力，加快推进新型储能多元化、市场化、规模化发展。
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；
根据电力、可再生能源规划及电网结构等实际情况，合理布局电源侧、电网侧储能项目。
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。
鼓励用户因地制宜配置新型储能设施，提升电力自平衡能力。
为更好发挥新型储能的灵活性调节作用，降低初始投资成本，我省新型储能建设原则上以大规模集中式储能为主要发展模式。
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。
给予集中式储能独立市场主体身份，积极推动储能参与电力中长期、辅助服务、现货等电力市场交易。
坚持底线思维，严守安全底线，压紧压实企业安全主体责任，推进建立完备的储能技术、安全标准体系，加强储能设施全寿命周期质量监督，完善优化储能建设、并网和运行相关管理程序，保障新型储能建设运行全过程安全。
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。
2023年之前批复的存量新能源项目中要求配置的储能作为第一批集中式储能示范项目，总规模约30万千瓦/80万千瓦时。
通过试点示范，促进新型储能技术创新应用，建立健全相关标准体系，形成可复制易推广的经验做法，推动我省储能加快发展。
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。
结合“氢动吉林”行动，拓展氢（氨）储能等应用领域，重点试点示范可再生能源制氢、制氨等更长周期储能技术，满足多时间尺度应用需求，结合新型电力系统建设需求推动多种储能技术联合应用，开展复合型储能试点示范。
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。
自2023年起，新增新能源项目原则上按15%装机规模配置储能，充电时长2小时以上，鼓励采用集中共享方式。
其中，市场化并网新能源项目，配建新型储能的容量比例和时长适度加大。
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。
力争到“十四五”末，我省新型储能规模达到50万千瓦以上，综合储能时长不低于2小时，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。
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。
遵循技术可行、经济合理、安全可靠原则，明确“十四五”及中长期新型储能发展目标。
统筹系统网架结构、新能源消纳、调峰调频等需要，合理确定储能规划布局，优选集中共享储能技术路线。
原则上新建储能项目应依据规划布局，优先在新能源富集、送出断面受限地区开展建设。
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；
遵循“统筹建设、容量共享、集中运维、统一调度、利益共享”的原则，以“电网侧大规模集中共享储能”为主要发展模式，鼓励新能源发电企业通过租赁或购买储能项目的容量满足其发电项目配置储能要求，创造共享储能电站盈利模式，实际租赁费用由租赁双方通过租赁协议约定。
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。
明确储能设施作为独立市场主体的技术条件、调度准入、市场准入等标准要求，加强新型储能调度合规性管理，编制新型储能运行管理规定和调用标准，明确调度关系、功能定位和运行方式，在保障储能设施安全运行前提下，充分发挥储能作为灵活性资源的功能和效益。
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。
完善电力市场交易规则，鼓励新型储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约，将新型储能纳入中长期市场和现货市场准入范围，设置合理的准入标准和考核指标，推动储能设施参与电力市场。
支持储能电站参与调峰辅助服务市场，充分发挥性能优势，探索储能与各类资源协同参与需求响应市场。
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。
鼓励新型储能骨干优势企业、重点院校和科研机构密切合作，加快储能关键技术研究和攻关，强化储能安全技术研究。
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。
支持储能重点实验室、研发中心建设，加强产学研用融合。
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。
鼓励开展储能技术应用示范、首台（套）重大技术装备示范，加快创新成果转化。
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。
积极鼓励用户侧储能发展，支持工业、通信、金融、互联网等对供电可靠性要求高的电力用户因地制宜配置新型储能设施，提升电力自平衡能力；
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。
鼓励党政机关、数据中心等重要电力用户建设移动式或固定式新型储能设施，提升应急供电保障能力。
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。
建立储能安全管控体系，优化调度运行方案，明确关键设备及整站涉网要求。
严格落实国家安全生产相关规定和要求，建立健全储能应用全方位全过程的安全防护体系，全面提升储能安全防护水平。
给予集中式储能电站独立市场主体身份，并纳入电网统一调度。
独立储能电站项目向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
支持储能电站参与调峰辅助服务市场，待省内电力现货市场运行后，逐步推动储能项目参与电力现货市场交易。
利用现有资金渠道加大对新型储能产业发展的支持力度。
省能源局牵头，组织相关部门和单位建立推进储能发展工作协调机制。
指导项目单位落实各项建设条件，依法依规办理前期手续，推动新型储能电站项目尽快开工建设、尽早投产见效。
省电力公司负责建立和完善新型储能接网程序，明确并网调试和验收流程，为新型储能项目提供电网接入服务。
新型储能项目单位配备必要的通信信息系统，按程序向电网调度部门上传运行信息、接受调度指令。
建立和完善新型储能项目安全管理体系，加强安全监督管理。
项目建设和运营单位要按照有关法律法规和技术规范要求，严格履行项目安全管理程序，规范电站运营维护。
加强新型储能项目监测管理，引导新型储能企业合理投资、有序建设，确保新型储能项目建设规范、安全运行。
省能源局将加强政策实施效果评估，密切跟踪执行情况，适时开展建设评估，对出现的新情况新问题及时研究解决，促进产业健康发展。