对配置新型储能（含租赁）10%/2小时以上的 新能源项目 ，支持在输电通道有空间的情况下 优先调用， 适当倾斜支持 保障利用小时数 。对2023年7月20日后未按要求配储的新能源项目，鼓励通过租赁方式配储。装机容量不高于 10万千瓦的新能源项目，原则上通过租赁方式配置新型储能，租赁协议不短于3年。

文件指出，原则上对纳入示范项目的电网侧新型储能电站 每年调用完全充放电次数不低于250次， 其他纳入年度建设计划的电网侧新型储能电站可参照执行。

此外，文件还提出， 支持电网侧、用户侧新型储能参与电力中长期市场， 放电时，电网侧新型储能放电电量参照省内燃煤火电方式参与市场交易获取补偿，用户侧新型储能放电电量对应的下网电量部分不承担相应时段的分摊费用。

用户侧新型储能设施用地与产业园区、工商业企业用地统一规划。 支持示范项目和纳入年度建设计划的新型储能项目，申报使用超长期特别国债、地方政府专项债等政策性开发性金融工具。

今年3月25日，四川发改委、四川省能源局公示四川省首批新型储能示范项目名单，共19个示范项目储能总规模2.4GW/7.1GWh。 之前是申报文件要求，申报的电化学储能项目须于被确认为示范项目后12个月内建成并网，其他类型的储能项目须于被确认为示范项目后18个月内建成并网。

此次发布的文件公开征求意见期限为：2024年12月1日至2024年12月7日。

原文如下：

关于公开征求《关于加快推动新型储能项目建设的通知（征求意见稿）》意见的函

为加快推动我省新型储能项目建设，促进新能源消纳，提升电力系统调节能力，推动四川新型储能行业规范健康发展，省能源局起草了《关于加快推动新型储能项目建设的通知（征求意见稿）》，现公开征求社会各界意见。

因重点工作推进需要，公开征求意见期限为：2024年12月1日至2024年12月7日。如有意见或建议，请在规定日期内，将意见建议（含修改理由）反馈至省能源局综合处。

单位意见请加盖公章书面反馈，个人意见请署名书面反馈。反馈意见可邮寄纸质材料至成都市锦江区滨江东路156号发展大厦，或电子邮件发送至邮箱[email protected]

联 系 人：沈老师

联系电话：028-86705817

附件：关于加快推动新型储能项目建设的通知（征求意见稿）

四川省能源局

2024年11月30日

附件

关于加快推动新型储能项目建设的通知

为加快推动我省新型储能项目建设，促进新能源消纳，提升电力系统调节能力，推动源网荷储一体化发展，支撑构建新型电力系统，现就推动新型储能项目建设有关事宜通知如下。

一、加快新型储能规划布局

（一）推动新型储能规模化发展。积极发展电网侧储能、稳步推进电源侧储能、灵活发展用户侧储能， 力争到2027年底，全省新型储能装机规模达500万千瓦，其中成都电网侧新型储能装机规模不低于200万千瓦。 电源侧、用户侧新型储能规模明显提升。

（二）引导各类新型储能科学布局。电网侧新型储能优先在区域电力缺口较大、负荷峰谷差明显、电源就地支撑规模不足的点位布局。在送出输电通道不受限、新能源大规模汇集的断面，适当合理配置电网侧新型储能；送出通道（丰水期）满载、新能源规模占比较小的地区，不宜在本地配置电网侧新型储能。 在“三州一市”等新能源资源富集地区，结合新能源消纳利用条件，合理配建电源侧新型储能。鼓励用电量大且对供电可靠性要求高的工商业企业、产业园区、大数据中心等电力用户，按需配建用户侧新型储能。

（三）突出重点区域布局电网侧新型储能。电网侧新型储能项目重点布局成都等负荷中心，服务电力保供和电网安全稳定运行。成都负荷中心新增项目重点布局在成都电网南部区域，其次布局在成都电网东部区域，紧邻成都的其他市梯次补充。 宜宾、乐山、德阳等电力负荷增长快、系统调节需求强的其他区域，因地制宜布局电网侧新型储能。

二、规范项目建设管理

（一）强化项目统筹。省级能源主管部门会同电网企业在统筹电力供需形势、电力供应结构、其他电源布局等基础上，提出年度电网侧新型储能规模布局总体考虑，组织各市（州）能源主管部门研究谋划项目，并按年度报送项目建议，按程序评估论证后纳入年度建设计划。

（二）规范备案管理。新型储能项目实行备案管理，各地备案机关不得违规设置备案前置条件。市（州）能源主管部门应加强备案项目信息梳理，电网侧新型储能和 装机规模5万千瓦及以上的电源侧、用户侧新型储能项目备案信息定期汇总报送 省级能源主管部门。

（三）加快项目建设。各市（州）能源主管部门督促纳入年度建设计划的新型储能项目加快办理各项建设手续，推动项目开工建设，并定期向省级能源主管部门报送建设进度。纳入年度建设计划、为迎峰度夏（度冬）电力保供提供支撑的电网侧新型储能项目，未按承诺时限开工建设，经评估论证后调出年度建设计划，依法依规将项目相关投资主体企业纳入失信名单。

三、加强政策协同支持

（一）完善配储机制。独立开发的新能源项目按要求配储，鼓励其他新能源项目合理配储。对配置新型储能（含租赁） 不低于装机容量10%、时长2小时以上的新能源项目，支持在输电通道有空间的情况下优先调用，适当倾斜支持保障利用小时数。 对2023年7月20日后 未按要求配储、或配储容量不满足要求的新能源项目， 鼓励通过租赁方式配储， 租赁合同可作为新能源配储容量和项目并网的依据。本通知印发后核准、备案的装机容量 不高于10万千瓦的新能源项目 （以单个项目计）， 原则上通过租赁方式配置新型储能，租赁协议不短于3年。

（二）促进并网调用。电网企业指导纳入年度建设计划的电网侧新型储能电站办理接入并网手续，做好并网调试验收，确保配套接网工程同步投产使用。电网侧新型储能电站电量纳入全省统调统分。 原则上对纳入示范项目的电网侧新型储能电站每年调用完全充放电次数不低于250次，其他纳入年度建设计划的电网侧新型储能电站可参照执行。

（三）健全价格机制。完善电网侧新型储能电站和用户侧新型储能设施充放电价格机制。优化分时电价政策，引导新型储能更好响应电力系统调峰需求。支持配建新型储能设施的工商业用户向电网企业报装时，工商业用户与配建储能设施视为同一主体，由双方协商确定基本电费计收方式。

（四）推动参与市场。支持电网侧、用户侧新型储能参与电力中长期市场，充电时作为用户参与常规直购交易； 放电时，电网侧新型储能放电电量参照省内燃煤火电方式参与市场交易获取补偿，用户侧新型储能放电电量对应的下网电量部分不承担相应时段的分摊费用。 推动新型储能参与需求侧响应、辅助服务市场，获取需求侧响应补偿和辅助服务费用。 加快电力现货市场建设，以市场化机制推动新型储能发挥作用。

四、完善落实保障措施

（一）健全制度体系。国家能源局派出机构、省级能源主管部门、省直有关部门（单位）、电网企业等加强协同，不断完善中长期电力市场、新型储能项目建设运行、新能源和新型储能并网调度及考核等相关制度，引导新型储能行业健康有序发展。

（二）加强要素保障。各市（州）能源主管部门要加强协调指导，在用地、资金保障等方面给予支持。纳入年度建设计划的电网侧新型储能优先安排使用公用设施用地或工业用地， 用户侧新型储能设施用地与产业园区、工商业企业用地统一规划。 支持示范项目和纳入年度建设计划的新型储能项目，申报使用超长期特别国债、地方政府专项债等政策性开发性金融工具。

（三）鼓励市（州）加强政策支持。鼓励各市（州）结合实际出台配套支持政策，支持新型储能建设运营，出台配套政策市（州）的电网侧新型储能项目优先纳入年度建设计划。

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