【国际能源网 讯】近日，海宁市发改局发布关于公开征求《关于加快推动新型储能发展的实施意见》（征求意见稿）意见的通知。

文件指出工作目标，结合“十四五”全市建成180万千瓦光伏的目标，“十四五”建成并网18万千瓦新型储能项目，其中优先在尖山新区核心示范区建设，并逐年在全市其他范围试点，2022年建成并网1-2万千瓦新型储能项目。

重点任务是，优先发展用户侧分布式储能建设。鼓励分布式储能聚合商根据用户负荷特性在用户侧开展储能设施建设，充分利用分时电价机制，主动削峰填谷，优化区域电网负荷需求。大力推进5G基站、数据中心、充电设施（换电站）、电动汽车等储能多元化应用。推动储能应用与电网协同发展，探索运用数字化技术对分布式储能设施开展平台聚合，鼓励智慧能源、虚拟电厂等新业态发展，充分发挥灵活、可调性储能资源在新型电力系统中的平衡作用。

逐步探索电网侧集中式储能建设。支持各类市场主体为缓解高峰负荷供电压力、延缓输配电扩容升级，围绕电源、负荷两方面需求，投资建设一批电网侧储能，提升电网调节、新能源消纳和应急供电保障等能力。未纳入输配电价核价的已建、新建电网侧储能项目，纳入本政策支持范围。国家相关政策调整后，不再享受本政策支持。

有序开展电源侧储能建设。支持“微网+储能”“新能源+共享储能”等电源侧储能项目建设，鼓励新增的集中式光伏电站综合新能源特性、系统消纳空间、调节性能和经济性等实际因素，建设或购买新型储能（服务）。鼓励集中式储能电站为新能源提供容量出租或购买服务。鼓励燃煤电厂配套建设新型储能设施，与燃煤机组联合调频，提升综合竞争力。

其次，文件还指出，支持引导新型储能通过市场方式实现全生命周期运营。过渡期间，对于接受统一调度的调峰项目（年利用小时数不低于600小时）给予容量补偿，补偿标准逐年退坡，补贴期暂定3年（按200元、180元、170元/千瓦·年退坡），已享受省级补偿的项目不再重复补偿。

政策原文如下：

关于公开征求《海宁市发展和改革局关于加快推动新型储能发展的实施意见》（征求意见稿）意见的通知

为推动构建以新能源为主体的县域新型电力系统，促进区域清洁能源消纳，构建清洁低碳、安全高效能源体系，助力碳达峰、碳中和目标实现，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）和《省发展改革委 省能源局关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》（浙发改能源〔2021〕393号），结合我市实际，特制定《海宁市发展和改革局关于加快推动新型储能发展的实施意见》（征求意见稿）。现将《海宁市发展和改革局关于加快推动新型储能发展的实施意见》（征求意见稿）进行公示，公示期内若有意见，可书面或电话反馈至海宁市发改局。

公示日期：2021年12月17日至2021年12月23日

联 系 人：颜佳怡

联系电话：0573-87288773

联系地址：海宁市海州西路226号

邮编：314400

附件：海宁市发展和改革局关于加快推动新型储能发展的实施意见.doc

海宁市发展和改革局

2021年12月17日

海宁市发展和改革局关于加快推动新型储能发展的实施意见

为推动构建以新能源为主体的县域新型电力系统，促进区域清洁能源消纳，构建清洁低碳、安全高效能源体系，助力碳达峰、碳中和目标实现，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）和《省发展改革委 省能源局关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》（浙发改能源〔2021〕393号），结合我市实际，特制定本实施意见。

一、指导思想

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中、五中、六中全会精神，助力碳达峰、碳中和目标实现，加快新型储能技术创新，建立健全配套机制，实现新型储能产业高质量发展，进一步提升新型储能与源网荷协调互动能力，提升电力系统灵活性调节能力和安全保障能力。

二、工作目标

结合“十四五”全市建成180万千瓦光伏的目标，“十四五”建成并网18万千瓦新型储能项目，其中优先在尖山新区核心示范区建设，并逐年在全市其他范围试点，2022年建成并网1-2万千瓦新型储能项目。

三、重点任务

（一）强化项目规划

1．规范规划管理。研究编制新型储能专项规划，明确全市新型储能发展目标、总体布局和重点任务等。加强与省、嘉兴市能源、电力、可再生能源等发展规划的衔接，结合系统实际需求，提出新型储能的合理配置的规模、节点，引导在电力负荷峰谷差大、系统消纳能力薄弱、改造成本高等区域建设新型储能项目。

2．完善项目管理。本地区新型储能项目根据投资有关法律、法规及省、嘉兴市电力电网规划、新型储能专项规划等，由市能源主管部门备案管理，项目备案情况抄送上级能源主管部门。备案内容应包括：项目单位基本情况，项目名称、建设地点、建设规模、建设内容（含技术路线、应用场景、主要功能、应急处置等）、项目总投资额等。独立储能项目备案时需明确项目类型（电源侧、电网侧或用户侧）。新型储能项目主要设备性能应符合国家相关标准规范，参照电源、电网、用户电力设施管理规定，纳入全省电力运行统一管理。

（二）开展项目建设

1.优先发展用户侧分布式储能建设。鼓励分布式储能聚合商根据用户负荷特性在用户侧开展储能设施建设，充分利用分时电价机制，主动削峰填谷，优化区域电网负荷需求。大力推进5G基站、数据中心、充电设施（换电站）、电动汽车等储能多元化应用。推动储能应用与电网协同发展，探索运用数字化技术对分布式储能设施开展平台聚合，鼓励智慧能源、虚拟电厂等新业态发展，充分发挥灵活、可调性储能资源在新型电力系统中的平衡作用。

2.逐步探索电网侧集中式储能建设。支持各类市场主体为缓解高峰负荷供电压力、延缓输配电扩容升级，围绕电源、负荷两方面需求，投资建设一批电网侧储能，提升电网调节、新能源消纳和应急供电保障等能力。未纳入输配电价核价的已建、新建电网侧储能项目，纳入本政策支持范围。国家相关政策调整后，不再享受本政策支持。

3.有序开展电源侧储能建设。支持“微网+储能”“新能源+共享储能”等电源侧储能项目建设，鼓励新增的集中式光伏电站综合新能源特性、系统消纳空间、调节性能和经济性等实际因素，建设或购买新型储能（服务）。鼓励集中式储能电站为新能源提供容量出租或购买服务。鼓励燃煤电厂配套建设新型储能设施，与燃煤机组联合调频，提升综合竞争力。

（三）完善制度支撑

1.优化调度运行机制。支持符合相关要求和条件的示范项目优先接入、优先调度、优先消纳。在科学调用前提下，鼓励储能项目统一接入海宁市源网荷储一体化控制平台，在日常运行状态下自主运行（两充两放盈利），在电网故障、用电紧张、有序用电等特殊时段，接受电网公司统一调度。

2.强化资金支持。支持引导新型储能通过市场方式实现全生命周期运营。过渡期间，对于接受统一调度的调峰项目（年利用小时数不低于600小时）给予容量补偿，补偿标准逐年退坡，补贴期暂定3年（按200元、180元、170元/千瓦·年退坡），已享受省级补偿的项目不再重复补偿。

四、保障措施

（一）强化组织领导。市能源主管部门要会同有关部门加强顶层设计，加强项目规划与省、嘉兴市各相关规划衔接；组织电源、电网、用户及咨询机构等，共同开展新型储能项目的研究论证、规划布局和建设实施等工作。

（二）建立协调机制。梳理明确一批储能试点项目清单，加大对其前期建设工作的统筹协调力度，确保试点项目按期落地、发挥成效。市供电公司应按照积极服务、简洁高效原则，公平无歧视为新型储能项目提供电网接入服务。

（三）强化要素保障。鼓励支持社会各类主体参与新型储能项目投资，不断推进电力现货（辅助）市场发展，营造良好的投资建设环境。强化土地、能耗等要素保障，对试点项目建设用地、用能指标给予支持。

（四）加强监督管理。依法依规对新型储能项目进行验收、检查。建立“政府引导、部门监管、企业主体”的储能项目管理工作机制，构建管理标准完善、部门职责明确、企业依法管理的储能项目管理工作格局，形成齐抓共管的合力，确保储能项目规范运行。