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　　新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場。具備獨立計量、控制等技術條件，接入調度自動化系統可被電網監控和調度，符合相關標準規范和電力市場運營機構等有關方面要求，具有法人資格的新型儲能項目，可轉為獨立儲能，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，通過技術改造滿足同等技術條件和安全標準時，可選擇轉為獨立儲能項目。按照《國家發展改革委、國家能源局關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕280號）有關要求，涉及風光水火儲多能互補一體化項目的儲能，原則上暫不轉為獨立儲能。

 

　　鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯合參與電力市場。以配建形式存在的新型儲能項目，在完成站內計量、控制等相關系統改造并符合相關技術要求情況下，鼓勵與所配建的其他類型電源聯合并視為一個整體，按照現有相關規則參與電力市場。各地根據市場放開電源實際情況，鼓勵新能源場站和配建儲能聯合參與市場，利用儲能改善新能源涉網性能，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調峰。加快推動獨立儲能參與中長期市場和現貨市場。鑒于現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，發揮移峰填谷和頂峰發電作用。獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。

 

　　充分發揮獨立儲能技術優勢提供輔助服務。鼓勵獨立儲能按照輔助服務市場規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，以及在電網事故時提供快速有功響應服務。輔助服務費用應根據《電力輔助服務管理辦法》有關規定，按照“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”的原則，由相關發電側并網主體、電力用戶合理分攤。

 

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

 

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

 

　　建立電網側儲能價格機制。各地要加強電網側儲能的科學規劃和有效監管，鼓勵電網側根據電力系統運行需要，在關鍵節點建設儲能設施。研究建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動電站參與電力市場；探索將電網替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收。

 

 

 

　　各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團發展改革委、經信委（工信委、工信廳、工信局、經信廳）、能源局，北京市城市管理委員會，國家能源局各派出機構，國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司、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、國務院關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》，按照《國家發展改革委、國家能源局關于加快推動新型儲能發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕1051號）有關要求，進一步明確新型儲能市場定位，建立完善相關市場機制、價格機制和運行機制，提升新型儲能利用水平，引導行業健康發展，現就有關事項通知如下。

 

　　一、總體要求。新型儲能具有響應快、配置靈活、建設周期短等優勢，可在電力運行中發揮頂峰、調峰、調頻、爬坡、黑啟動等多種作用，是構建新型電力系統的重要組成部分。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，持續完善調度運行機制，發揮儲能技術優勢，提升儲能總體利用水平，保障儲能合理收益，促進行業健康發展。

 

　　二、新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場。具備獨立計量、控制等技術條件，接入調度自動化系統可被電網監控和調度，符合相關標準規范和電力市場運營機構等有關方面要求，具有法人資格的新型儲能項目，可轉為獨立儲能，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，通過技術改造滿足同等技術條件和安全標準時，可選擇轉為獨立儲能項目。按照《國家發展改革委、國家能源局關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕280號）有關要求，涉及風光水火儲多能互補一體化項目的儲能，原則上暫不轉為獨立儲能。

 

　　三、鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯合參與電力市場。以配建形式存在的新型儲能項目，在完成站內計量、控制等相關系統改造并符合相關技術要求情況下，鼓勵與所配建的其他類型電源聯合并視為一個整體，按照現有相關規則參與電力市場。各地根據市場放開電源實際情況，鼓勵新能源場站和配建儲能聯合參與市場，利用儲能改善新能源涉網性能，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調峰。加快推動獨立儲能參與中長期市場和現貨市場。鑒于現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，發揮移峰填谷和頂峰發電作用。獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。

 

　　五、充分發揮獨立儲能技術優勢提供輔助服務。鼓勵獨立儲能按照輔助服務市場規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，以及在電網事故時提供快速有功響應服務。輔助服務費用應根據《電力輔助服務管理辦法》有關規定，按照“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”的原則，由相關發電側并網主體、電力用戶合理分攤。

 

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

 

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

 

　　八、建立電網側儲能價格機制。各地要加強電網側儲能的科學規劃和有效監管，鼓勵電網側根據電力系統運行需要，在關鍵節點建設儲能設施。研究建立電網側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、修訂完善相關政策規則。在新版《電力并網運行管理規定》和《電力輔助服務管理辦法》基礎上，各地要結合實際、全面統籌，抓緊修訂完善本地區適應儲能參與的相關市場規則，抓緊修訂完善本地區適應儲能參與的并網運行、輔助服務管理實施細則，推動儲能在削峰填谷、優化電能質量等方面發揮積極作用。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、結算規則。

 

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

 

　　十一、加強組織領導。國家發展改革委、國家能源局總體牽頭，各地要按照職責分工明確相關牽頭部門，分解任務，建立完善適應新型儲能發展的市場機制和調度運行機制，對工作推動過程中有關問題進行跟蹤、協調和指導。地方政府相關部門和國家能源局派出機構要按照職責分工落實儲能參與電力中長期市場、現貨市場、輔助服務市場等相關工作，同步建立輔助服務和容量電價補償機制并向用戶傳導。充分發揮全國新型儲能大數據平臺作用，動態跟蹤分析儲能調用和參與市場情況，探索創新可持續的商業模式。

 

　　十二、做好監督管理。地方政府相關部門和國家能源局派出機構要研究細化監管措施，加強對獨立儲能調度運行監管，保障社會化資本投資的儲能電站得到公平調度，具有同等權益和相當的利用率。各地要加強新型儲能建設、運行安全監管，督促有關電力企業嚴格落實《國家能源局綜合司關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，鼓勵電力企業積極參加國家級電化學儲能電站安全監測信息平臺建設，在確保安全前提下推動有關工作。

 

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

 

　　國家發展改革委辦公廳

 

　　國家能源局綜合司

 

　　2022年5月24日