加快推动广西新型

储能示范项目建设的若干措施（试行）

为建立适应新型储能参与的市场机制和政策环境，加快广西新型储能发展，加快推进先进储能技术示范应用和新型储能示范项目（以下简称示范项目）建设，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，结合我区实际和示范项目推进建设需要，制定如下措施。

加快示范项目市场化发展

（一）明确示范项目作为独立储能的市场主体地位。确定纳入自治区集中共享新型储能的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准入条件后，作为独立主体参与电力市场。

（二）积极推动示范项目参与电力市场。研究明确示范项目参与电力中长期市场、电力现货市场、辅助服务市场交易及结算机制。示范项目可分别以发电企业、电力用户身份注册参与交易，同等条件下按市场交易规则与价格机制优先成交、出清与结算。在广西电力现货市场正式运行前，示范项目主要参与电力辅助服务市场与电力中长期市场交易。

（三）建立示范项目容量租赁机制。鼓励市场化并网新能源项目通过在全区范围内租赁示范项目容量的方式配置储能需求。示范项目的年容量租赁费价格由各投资主体自主协商确定（参考区间为160—230元/千瓦时）。鼓励市场化并网新能源项目投资主体和示范项目投资主体签订与新能源项目全寿命周期相匹配的容量租赁协议或合同。

（四）推动示范项目参与多类型电力辅助服务。示范项目按照《国家能源局南方监管局关于印发〈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〉的通知》（南方监能市场〔2022〕91号）等有关规定参与辅助服务市场，示范项目参与调峰辅助服务的补偿标准为396元/兆瓦时。已通过容量租赁方式完成储能配置要求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。后续随着市场机制逐步完善，适时扩充示范项目纳入的辅助服务品类，积极推进示范项目优先参与一次调频、二次调频辅助服务交易，鼓励示范项目参与调压、黑启动、备用等辅助服务交易。

（五）健全示范项目价格机制。在示范项目未参与电力市场交易前，充电电量用电价格暂按电网企业代理购电工商业及其他用电类别单一制电价标准执行，并执行峰谷分时电价政策；放电时作为发电企业，上网电价暂参照广西燃煤发电平均基准价0.4207元/千瓦时执行。在示范项目参与电力市场交易后向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。结合我区电力供需实际情况，优化完善峰谷分时电价政策，适时适度拉大峰谷价差。电力市场交易有关部门指导示范项目签订顶峰时段和低谷时段带曲线的电量、电价合约，为示范项目在服务用户侧方面创造发展空间。探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。

引导示范项目有序建设

（一）引导示范项目合理布局。按照国家能源局《新型储能项目管理规范（暂行）》（国能发科技规〔2021〕47号）有关要求，由自治区发展改革委在国土空间规划指导下组织编制全区新型储能发展规划，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等区域，综合考虑城乡发展、消防安全、交通运输、水文地质等要求对新型储能项目进行集中化规模化合理布局，发挥新型储能“一站多用”的作用。建立全区新型储能项目规划储备库，按年度滚动更新。示范项目应符合规划布局，在规划指导下开展项目相关前期工作。

（二）按需开展示范项目建设。自治区发展改革委将根据全区新能源与电力系统发展的实际需要，分批次安排新型储能示范项目建设。支持各类市场主体围绕支撑市场化并网新能源项目建设、缓解电网高峰时段负荷供电压力，延缓输配电设施扩容升级，提升电网调节和新能源消纳能力、提升电力应急保障能力等多元需求，参与示范项目建设。鼓励和引导有储能配置需求的新能源发电企业通过合建示范项目，或租赁、购买示范项目容量等方式落实配置要求。

（三）加大示范项目政策支持。强化要素保障，按照《广西壮族自治区人民政府关于印发广西壮族自治区重大项目管理暂行办法的通知》（桂政发〔2011〕70号）将符合条件示范项目按程序纳入自治区层面统筹推进重大项目，对其用地、用林、用水、用电等要素给予同等保障。示范项目所在各设区市要靠前指导，优先支持符合政策资金投向的示范项目列入申报计划或支持范围。按规定落实相关税收优惠政策。鼓励金融投资机构将示范项目纳入绿色金融支持范围，鼓励提供优惠的信贷支持措施，创新金融服务。

强化制度管理

（一）健全备案管理。新型储能项目实施属地备案管理。各设区市发展改革委在各批次储能示范项目发布后1个月内将辖区内备案的示范项目相关信息报送至自治区发展改革委并抄送国家能源局南方监管局、自治区工业和信息化厅，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。以示范项目为重点，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。示范项目并网线路工程优先由电网企业建设，对电网企业建设有困难或建设时序不匹配的示范项目并网线路工程，在自愿原则下可由示范项目投资主体自行建设。

（三）强化调度运行管理。加快制定新型储能设施调度运行管理有关规则，坚持以市场化方式优化新型储能设施调度运行。科学调用新型储能设施，充分发挥示范项目的示范效应和系统效益。示范项目有效全容量调用充放电次数原则上不低于300次/年，其中2023年6月底前全部建成投运的示范项目有效全容量调用充放电次数原则上不低于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，可由电力调度机构根据需要统一调度运行新型储能设施，并按照相关规定或市场化规则予以补偿。

（四）建立健全安全管理体系。以示范项目为重点，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。加强对新型储能项目运营情况的全方位监督、评价，示范项目应按要求接入全国新型储能大数据平台。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。加强沟通协调，会同相关部门加强电化学储能电站安全监管，建立联动机制，提升电化学储能电站应急消防处置能力。

（五）强化储能容量配置考核。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市场化并网新能源项目，加大辅助服务费用分摊力度，按照有关要求在低谷时段优先承担分摊费用。未按承诺时间完成储能配置要求的市场化并网新能源项目投资主体，自治区发展改革委将在后续年度新能源项目建设指标配置工作中进行考核。

（六）严格执行设备应用标准。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。示范项目应具备独立计量、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。示范项目有效全容量下连续放电时间不应低于2小时，在不更换主要设备的前提下完全充放电次数不应低于6000次，充放电深度不低于90%。

（七）强化示范项目技术监督。示范项目并网验收前，应按照国家能源局《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。项目业主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。

本措施自印发之日起实施（在此前建成投产的示范项目参照执行），有效期至2025年12月31日。根据全区新型储能发展建设情况和国家政策变化适时调整。