广西：积极推动独立储能参与电力市场！

北极星售电网获悉，广西发改委12月5日发布关于公开征求《关于加快抽水蓄能电站项目前期工作的通知（征求意见稿）》意见的公告。文件指出，明确新型储能示范项目作为独立储能的市场主体地位。优先确定纳入自治区集中共享新型储能示范项目作为独立储能的市场地位。示范项目在满足具备独立计量、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，符合相关标准规范以及电力市场主管部门制定的准入条件后，认定为独立主体参与电力市场。

积极推动独立储能参与电力市场。独立储能项目充电时作为电力用户、放电时作为发电主体，按市场价格机制及交易规则结算。在广西电力现货市场正式运行前，独立储能项目主要参与电力辅助服务市场与电力中长期市场交易；电力现货市场正式运行后，及时制定和完善独立储能参与中长期市场交易、辅助服务市场交易、现货市场交易的具体规则，推动独立储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约，充分发挥移峰填谷和顶峰发电作用。

详情如下：

广西壮族自治区发展和改革委员会关于公开征求《关于加快抽水蓄能电站项目前期工作的通知（征求意见稿）》意见的公告

为贯彻落实《国家能源局综合司关于做好〈抽水蓄能中长期发展规划(2021—2035年)〉实施工作的通知》《国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司关于加快“十四五”时期抽水蓄能项目开发建设有关工作的通知》等文件精神和有关要求，及自治区领导批示精神，我委结合工作实际，会同自治区有关部门起草了《关于加快抽水蓄能电站项目前期工作的通知（征求意见稿）》。现向全社会公开征求意见，有关单位和社会各界人士如有意见建议，可在公告期内通过电子邮件或在线征集向自治区发展改革委反映，邮箱地址：gxxny@gxi.gov.cn。公告期：2022年12月5日至2022年12月16日。

广西壮族自治区发展和改革委员会

2022年12月5日

附件

加快推动广西新型储能示范项目建设的

实施意见

（征求意见稿）

为建立适应新型储能参与的市场机制，加快推动先进储能技术示范应用，加快推动广西新型储能发展，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）、《国家能源局关于印发〈新型储能项目管理规范（暂行）〉的通知》（国能发科技规〔2021〕47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）等文件要求，结合我区实际，制定如下意见。

一、加快新型储能市场化发展

（一）明确新型储能示范项目作为独立储能的市场主体地位。优先确定纳入自治区集中共享新型储能示范项目作为独立储能的市场地位。示范项目在满足具备独立计量、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，符合相关标准规范以及电力市场主管部门制定的准入条件后，认定为独立主体参与电力市场。

（二）积极推动独立储能参与电力市场。独立储能项目充电时作为电力用户、放电时作为发电主体，按市场价格机制及交易规则结算。在广西电力现货市场正式运行前，独立储能项目主要参与电力辅助服务市场与电力中长期市场交易；电力现货市场正式运行后，及时制定和完善独立储能参与中长期市场交易、辅助服务市场交易、现货市场交易的具体规则，推动独立储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约，充分发挥移峰填谷和顶峰发电作用。

（三）建立新型储能容量租赁制度。鼓励市场化并网新能源项目在全区范围内以容量租赁模式配置储能需求。支持新型储能项目投资建设企业通过容量租赁费回收建设成本并获得合理收益。纳入首批示范项目的新型储能年容量租赁费价格参考区间为160—230元/千瓦时。新型储能投资建设企业完全享有租赁容量的收益权。市场化并网新能源项目应和新型储能项目投资建设企业签订与新能源项目全寿命周期相匹配的协议或合同。

（四）推动新型储能参与多类型电力辅助服务。新型储能按照《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》（以下简称“两个细则”）等有关规定参与辅助服务市场。新型储能调用补偿价格参照燃煤机组30%—40%负荷率时的调峰辅助服务交易价格执行，下限暂定为0.396元/千瓦时。已通过容量租赁模式配置储能的市场化并网新能源项目，暂不参与调峰辅助服务费用分摊，后期视情况调整。推进新型储能参与调频辅助服务交易，鼓励新型储能参与调压、黑启动、备用等辅助服务交易。

（五）健全新型储能价格机制。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。优化完善峰谷电价政策，适时适度拉大峰谷价差。鼓励进一步扩大电力中长期市场、现货市场交易价格上下浮动幅度，指导独立储能签订顶峰时段和低谷时段带曲线的电量、电价合约，为用户侧储能发展创造空间。探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。

二、推动新型储能规模化发展

（一）鼓励新型储能规模化集中化发展。

支持各类市场主体围绕支撑市场化并网新能源项目建设、缓解高峰负荷供电压力、延缓输配电扩容升级、提升电网调节和新能源消纳、提升电力应急保障等多元需求，投资建设一批大、中型集中式新型储能示范电站，优先发挥新型储能“一站多用”的作用。鼓励新能源发电企业通过合建、租赁、购买等方式落实储能配置要求。

（二）有序引导新型储能项目布局建设。

加强新型储能项目规划引导，按照《新型储能项目管理规范（暂行）》有关要求，在国土空间规划指导下，优先在新能源弃电高风险地区、新能源大规模汇集地区、电网安全稳定运行水平不高的关键节点，综合考虑城乡发展、消防安全、交通运输、水文地质等要求进行科学布局，合理规划。建立全区集中式新型储能项目规划储备库，定期滚动更新。根据新能源发展与电力系统调节能力需求，由自治区能源主管部门分批次安排新型储能项目示范建设。

三、加强制度执行

（一）健全新型储能项目备案管理。新型储能项目实施属地备案管理。新建集中式新型储能项目须纳入自治区新型储能发展规划项目库统一管理，并实施滚动调整。各设区市发展改革委定期将辖区内备案的新型储能项目报送至自治区发展改革委并抄送国家能源局南方监管局，项目备案内容、项目变更、建设要求等按国能发科技规〔2021〕47号文件执行。

（二）加强并网管理。电网企业应根据新型储能项目规划布局，按照《电网公平开放监管办法》要求，统筹开展电网规划和建设。建立优化适应匹配新型储能项目建设周期的接网工程项目建设管理流程，加快出台新型储能并网接入技术要求，明确并网接入、调试验收流程与工作时限，公平无歧视为新型储能项目提供电网接入服务。对于按要求完成调峰储能能力建设的企业，电网企业要认真做好相应匹配规模新能源并网接入工作。

（三）强化调度运行管理。加快制定新型储能电站调度运行管理有关规则，坚持以市场化方式优化储能调度运行，在同等条件下优先调用新型储能设施。充分发挥储能设备的效益，新型储能有效全容量调用充放电次数原则上不低于300次/年。加大新型储能示范项目支持力度，2023年6月底前全部建成投运的集中共享新型储能有效全容量调用充放电次数不低于330次/年。为保障电力可靠供应和电网安全稳定，在电力供应紧张等特殊时段，可采取临时统一调度运行的措施，并按两个细则的相关规定予以补偿。

（四）建立健全新型储能安全管理体系。建立涵盖新型储能规划设计、施工调试、检测认证、安全防控、应急处置、质量监管和环保监督等全过程的安全管理体系。接入全国新型储能大数据平台，加强对新型储能项目运营情况的全方位监督、评价。各有关市、县要严格落实属地责任，加强项目安全督促指导和监督检查。项目业主要严格履行安全生产主体责任，遵守安全生产法律法规和标准规范，落实全员安全生产责任制，建立健全风险分级管理和隐患排查治理双重预防体系。自治区安全主管部门应抓紧制定相关安全管理规定。

（五）严格储能容量配置情况考核及调峰能力认定。对于未按承诺履行新型储能建设责任，或未按承诺比例租赁新型储能容量的新能源企业，自治区能源主管部门按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍予以扣除对应新能源投资主体已并网项目的并网发电容量。新型储能电站项目原则上按照装机规模认定调峰能力，购买储能服务或租赁储能容量的，根据合同中签订的调峰能力进行确认，对于发现未足额建设储能设施的企业，在计算调峰能力时按照未完成容量的2倍予以扣除。

（六）严格储能设备应用标准。落实国家、行业储能有关标准体系，强化与现行能源电力等相关标准的有效衔接，适时制定地方标准。新型储能电站应具备独立计量、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，集中共享新型储能原则上容量不低于10万千瓦，额定功率下连续放电时间不低于2小时，完全充放电次数不低于6000次，充放电深度不低于90%。利用自有场地建设的，装机规模可适当降低，但不应低于5万千瓦。

（七）强化新型储能项目技术监督。项目并网验收前，按照国家能源局《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》有关要求，完成电站主要设备及系统的型式试验、整站测试和并网检测，涉网设备应符合电网安全运行相关技术要求。建设单位应做好项目运行状态监测工作，投运的前三年每年应进行涉网性能检测，三年后每年进行一次包括涉网性能检测在内的整站检测，在项目达到设计寿命或安全运行状况不满足相关技术要求时，应及时组织论证评估和整改工作；经整改后仍不满足相关要求的，应及时采取项目退役措施，并及时报告原备案机关及其他相关单位。

本实施意见自印发之日起实施，有效期至2025年12月31日。根据全区新型储能发展建设情况适时调整。