新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場。具備獨立計量、控制等技術(shù)條件，接入調(diào)度自動化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調(diào)度，符合相關(guān)標準規(guī)范和電力市場運營機構(gòu)等有關(guān)方面要求，具有法人資格的新型儲能項目，可轉(zhuǎn)為獨立儲能，作為獨立主體參與電力市場。鼓勵以配建形式存在的新型儲能項目，通過技術(shù)改造滿足同等技術(shù)條件和安全標準時，可選擇轉(zhuǎn)為獨立儲能項目。按照《國家發(fā)展改革委、國家能源局關(guān)于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導意見》（發(fā)改能源規(guī)〔2021〕280號）有關(guān)要求，涉及風光水火儲多能互補一體化項目的儲能，原則上暫不轉(zhuǎn)為獨立儲能。

 

　　鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場。以配建形式存在的新型儲能項目，在完成站內(nèi)計量、控制等相關(guān)系統(tǒng)改造并符合相關(guān)技術(shù)要求情況下，鼓勵與所配建的其他類型電源聯(lián)合并視為一個整體，按照現(xiàn)有相關(guān)規(guī)則參與電力市場。各地根據(jù)市場放開電源實際情況，鼓勵新能源場站和配建儲能聯(lián)合參與市場，利用儲能改善新能源涉網(wǎng)性能，保障新能源高效消納利用。隨著市場建設逐步成熟，鼓勵探索同一儲能主體可以按照部分容量獨立、部分容量聯(lián)合兩種方式同時參與的市場模式。

 

　　加快推動獨立儲能參與電力市場配合電網(wǎng)調(diào)峰。加快推動獨立儲能參與中長期市場和現(xiàn)貨市場。鑒于現(xiàn)階段儲能容量相對較小，鼓勵獨立儲能簽訂頂峰時段和低谷時段市場合約，發(fā)揮移峰填谷和頂峰發(fā)電作用。獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。

 

　　充分發(fā)揮獨立儲能技術(shù)優(yōu)勢提供輔助服務。鼓勵獨立儲能按照輔助服務市場規(guī)則或輔助服務管理細則，提供有功平衡服務、無功平衡服務和事故應急及恢復服務等輔助服務，以及在電網(wǎng)事故時提供快速有功響應服務。輔助服務費用應根據(jù)《電力輔助服務管理辦法》有關(guān)規(guī)定，按照“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”的原則，由相關(guān)發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體、電力用戶合理分攤。

 

　　優(yōu)化儲能調(diào)度運行機制。堅持以市場化方式為主優(yōu)化儲能調(diào)度運行。對于暫未參與市場的配建儲能，尤其是新能源配建儲能，電力調(diào)度機構(gòu)應建立科學調(diào)度機制，項目業(yè)主要加強儲能設施系統(tǒng)運行維護，確保儲能系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。燃煤發(fā)電等其他類型電源的配建儲能，參照上述要求執(zhí)行，進一步提升儲能利用水平。

 

　　進一步支持用戶側(cè)儲能發(fā)展。各地要根據(jù)電力供需實際情況，適度拉大峰谷價差，為用戶側(cè)儲能發(fā)展創(chuàng)造空間。根據(jù)各地實際情況，鼓勵進一步拉大電力中長期市場、現(xiàn)貨市場上下限價格，引導用戶側(cè)主動配置新型儲能，增加用戶側(cè)儲能獲取收益渠道。鼓勵用戶采用儲能技術(shù)減少自身高峰用電需求，減少接入電力系統(tǒng)的增容投資。

 

　　建立電網(wǎng)側(cè)儲能價格機制。各地要加強電網(wǎng)側(cè)儲能的科學規(guī)劃和有效監(jiān)管，鼓勵電網(wǎng)側(cè)根據(jù)電力系統(tǒng)運行需要，在關(guān)鍵節(jié)點建設儲能設施。研究建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動電站參與電力市場；探索將電網(wǎng)替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收。

 

 

 

　　各省、自治區(qū)、直轄市、新疆生產(chǎn)建設兵團發(fā)展改革委、經(jīng)信委（工信委、工信廳、工信局、經(jīng)信廳）、能源局，北京市城市管理委員會，國家能源局各派出機構(gòu)，國家電網(wǎng)有限公司、中國南方電網(wǎng)有限責任公司、中國華能集團有限公司、中國大唐集團有限公司、中國華電集團有限公司、國家電力投資集團有限公司、中國長江三峽集團有限公司、國家能源投資集團有限責任公司、國家開發(fā)投資集團有限公司、華潤（集團）有限公司：

 

　　為貫徹落實《中共中央、國務院關(guān)于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》，按照《國家發(fā)展改革委、國家能源局關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》（發(fā)改能源規(guī)〔2021〕1051號）有關(guān)要求，進一步明確新型儲能市場定位，建立完善相關(guān)市場機制、價格機制和運行機制，提升新型儲能利用水平，引導行業(yè)健康發(fā)展，現(xiàn)就有關(guān)事項通知如下。

 

　　一、總體要求。新型儲能具有響應快、配置靈活、建設周期短等優(yōu)勢，可在電力運行中發(fā)揮頂峰、調(diào)峰、調(diào)頻、爬坡、黑啟動等多種作用，是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要組成部分。要建立完善適應儲能參與的市場機制，鼓勵新型儲能自主選擇參與電力市場，堅持以市場化方式形成價格，持續(xù)完善調(diào)度運行機制，發(fā)揮儲能技術(shù)優(yōu)勢，提升儲能總體利用水平，保障儲能合理收益，促進行業(yè)健康發(fā)展。

 

　　二、新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場。具備獨立計量、控制等技術(shù)條件，接入調(diào)度自動化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調(diào)度，符合相關(guān)標準規(guī)范和電力市場運營機構(gòu)等有關(guān)方面要求，具有法人資格的新型儲能項目，可轉(zhuǎn)為獨立儲能，作為獨立主體參與電力市場。鼓勵以配建形式存在的新型儲能項目，通過技術(shù)改造滿足同等技術(shù)條件和安全標準時，可選擇轉(zhuǎn)為獨立儲能項目。按照《國家發(fā)展改革委、國家能源局關(guān)于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導意見》（發(fā)改能源規(guī)〔2021〕280號）有關(guān)要求，涉及風光水火儲多能互補一體化項目的儲能，原則上暫不轉(zhuǎn)為獨立儲能。

 

　　三、鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場。以配建形式存在的新型儲能項目，在完成站內(nèi)計量、控制等相關(guān)系統(tǒng)改造并符合相關(guān)技術(shù)要求情況下，鼓勵與所配建的其他類型電源聯(lián)合并視為一個整體，按照現(xiàn)有相關(guān)規(guī)則參與電力市場。各地根據(jù)市場放開電源實際情況，鼓勵新能源場站和配建儲能聯(lián)合參與市場，利用儲能改善新能源涉網(wǎng)性能，保障新能源高效消納利用。隨著市場建設逐步成熟，鼓勵探索同一儲能主體可以按照部分容量獨立、部分容量聯(lián)合兩種方式同時參與的市場模式。

 

　　四、加快推動獨立儲能參與電力市場配合電網(wǎng)調(diào)峰。加快推動獨立儲能參與中長期市場和現(xiàn)貨市場。鑒于現(xiàn)階段儲能容量相對較小，鼓勵獨立儲能簽訂頂峰時段和低谷時段市場合約，發(fā)揮移峰填谷和頂峰發(fā)電作用。獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。

 

　　五、充分發(fā)揮獨立儲能技術(shù)優(yōu)勢提供輔助服務。鼓勵獨立儲能按照輔助服務市場規(guī)則或輔助服務管理細則，提供有功平衡服務、無功平衡服務和事故應急及恢復服務等輔助服務，以及在電網(wǎng)事故時提供快速有功響應服務。輔助服務費用應根據(jù)《電力輔助服務管理辦法》有關(guān)規(guī)定，按照“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”的原則，由相關(guān)發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體、電力用戶合理分攤。

 

　　六、優(yōu)化儲能調(diào)度運行機制。堅持以市場化方式為主優(yōu)化儲能調(diào)度運行。對于暫未參與市場的配建儲能，尤其是新能源配建儲能，電力調(diào)度機構(gòu)應建立科學調(diào)度機制，項目業(yè)主要加強儲能設施系統(tǒng)運行維護，確保儲能系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。燃煤發(fā)電等其他類型電源的配建儲能，參照上述要求執(zhí)行，進一步提升儲能利用水平。

 

　　七、進一步支持用戶側(cè)儲能發(fā)展。各地要根據(jù)電力供需實際情況，適度拉大峰谷價差，為用戶側(cè)儲能發(fā)展創(chuàng)造空間。根據(jù)各地實際情況，鼓勵進一步拉大電力中長期市場、現(xiàn)貨市場上下限價格，引導用戶側(cè)主動配置新型儲能，增加用戶側(cè)儲能獲取收益渠道。鼓勵用戶采用儲能技術(shù)減少自身高峰用電需求，減少接入電力系統(tǒng)的增容投資。

 

　　八、建立電網(wǎng)側(cè)儲能價格機制。各地要加強電網(wǎng)側(cè)儲能的科學規(guī)劃和有效監(jiān)管，鼓勵電網(wǎng)側(cè)根據(jù)電力系統(tǒng)運行需要，在關(guān)鍵節(jié)點建設儲能設施。研究建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動電站參與電力市場；探索將電網(wǎng)替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收。

 

　　九、修訂完善相關(guān)政策規(guī)則。在新版《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》和《電力輔助服務管理辦法》基礎上，各地要結(jié)合實際、全面統(tǒng)籌，抓緊修訂完善本地區(qū)適應儲能參與的相關(guān)市場規(guī)則，抓緊修訂完善本地區(qū)適應儲能參與的并網(wǎng)運行、輔助服務管理實施細則，推動儲能在削峰填谷、優(yōu)化電能質(zhì)量等方面發(fā)揮積極作用。各地要建立完善儲能項目平等參與市場的交易機制，明確儲能作為獨立市場主體的準入標準和注冊、交易、結(jié)算規(guī)則。

 

　　十、加強技術(shù)支持。新型儲能項目建設應符合《新型儲能項目管理規(guī)范（暫行）》等相關(guān)標準規(guī)范要求，主要設備應通過具有相應資質(zhì)機構(gòu)的檢測認證，涉網(wǎng)設備應符合電網(wǎng)安全運行相關(guān)技術(shù)要求。儲能項目要完善站內(nèi)技術(shù)支持系統(tǒng)，向電網(wǎng)企業(yè)上傳實時充放電功率、荷電狀態(tài)等運行信息，參與電力市場和調(diào)度運行的項目還需具備接受調(diào)度指令的能力。電力交易機構(gòu)要完善適應儲能參與交易的電力市場交易系統(tǒng)。電力企業(yè)要建立技術(shù)支持平臺，實現(xiàn)獨立儲能電站荷電狀態(tài)全面監(jiān)控和充放電精準調(diào)控，并指導項目業(yè)主做好儲能并網(wǎng)所需一、二次設備建設改造，滿足儲能參與市場、并網(wǎng)運行和接受調(diào)度指令的相關(guān)技術(shù)要求。

 

　　十一、加強組織領(lǐng)導。國家發(fā)展改革委、國家能源局總體牽頭，各地要按照職責分工明確相關(guān)牽頭部門，分解任務，建立完善適應新型儲能發(fā)展的市場機制和調(diào)度運行機制，對工作推動過程中有關(guān)問題進行跟蹤、協(xié)調(diào)和指導。地方政府相關(guān)部門和國家能源局派出機構(gòu)要按照職責分工落實儲能參與電力中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務市場等相關(guān)工作，同步建立輔助服務和容量電價補償機制并向用戶傳導。充分發(fā)揮全國新型儲能大數(shù)據(jù)平臺作用，動態(tài)跟蹤分析儲能調(diào)用和參與市場情況，探索創(chuàng)新可持續(xù)的商業(yè)模式。

 

　　十二、做好監(jiān)督管理。地方政府相關(guān)部門和國家能源局派出機構(gòu)要研究細化監(jiān)管措施，加強對獨立儲能調(diào)度運行監(jiān)管，保障社會化資本投資的儲能電站得到公平調(diào)度，具有同等權(quán)益和相當?shù)睦寐?。各地要加強新型儲能建設、運行安全監(jiān)管，督促有關(guān)電力企業(yè)嚴格落實《國家能源局綜合司關(guān)于加強電化學儲能電站安全管理的通知》（國能綜通安全〔2022〕37號）要求，鼓勵電力企業(yè)積極參加國家級電化學儲能電站安全監(jiān)測信息平臺建設，在確保安全前提下推動有關(guān)工作。

 

　　各地要根據(jù)本地新型儲能現(xiàn)狀和市場建設情況，制定細化工作實施方案，并抓好落實。有關(guān)工作考慮和進展情況請于9月30日前報送國家發(fā)展改革委、國家能源局。

 

　　國家發(fā)展改革委辦公廳

 

　　國家能源局綜合司

 

　　2022年5月24日