四川最新發布 事關新型儲能積極健康發展！

（一）推動新型儲能規模化發展。積極發展電網側儲能、穩步推進電源側儲能、靈活發展用戶側儲能，力爭到2027年底，全省新型儲能裝機規模達500萬千瓦，其中成都新型儲能裝機規模不低于200萬千瓦。

（二）引導各類新型儲能科學布局。電網側新型儲能優先在區域電力缺口較大、負荷峰谷差明顯、電源就地支撐規模不足的點位布局。在送出輸電通道不受限、新能源大規模匯集的斷面，適當合理配置電網側新型儲能；送出通道（豐水期）滿載、新能源規模占比較小的地區，不宜在本地配置電網側新型儲能。在“三州一市”等新能源資源富集地區，結合新能源消納利用和支撐保供需要，科學配建電源側新型儲能。鼓勵工業、算力、通信、互聯網等用電量大且對供電可靠性、電能質量要求高的電力用戶，以及大數據中心、工業園區等場所終端用戶，按需配建用戶側新型儲能。

（三）突出重點區域布局電網側新型儲能。電網側新型儲能項目重點布局成都等負荷中心，服務電力保供和電網安全穩定運行。成都負荷中心新增項目重點布局在成都電網南部區域，其次布局在成都電網東部區域，緊鄰成都的其他市梯次補充。德陽、綿陽、樂山、宜賓等電力負荷增長快、系統調節需求強的其他區域，因地制宜布局電網側新型儲能。

（一）強化項目統籌。省級能源主管部門會同省級電網企業在統籌電力供需形勢、電力供應結構、其他電源布局等基礎上，提出年度電網側新型儲能規模布局總體考慮，組織各市（州）能源主管部門研究謀劃項目，并按年度報送項目建議，按程序評估論證形成年度項目清單并推動項目建設。

（二）規范備案管理。新型儲能項目實行備案管理，各地備案機關不得違規設置備案前置條件。市（州）能源主管部門應加強項目信息梳理，電網側新型儲能項目備案信息、裝機規模5萬千瓦及以上的電源側和用戶側新型儲能項目信息應定期匯總報送省級能源主管部門。

（三）加快項目建設。各市（州）能源主管部門督促納入年度項目清單的新型儲能項目加快辦理各項建設手續，推動項目開工建設，定期向省級能源主管部門報送建設進度。納入年度項目清單、為迎峰度夏（度冬）電力保供提供支撐的電網側新型儲能項目，未按承諾時限開工，經評估論證后調出年度項目清單。

（一）完善配儲機制。單獨開發的新能源項目按要求配儲，鼓勵其他新能源項目合理配儲。對配置新型儲能（含租賃）不低于裝機容量10%、時長2小時及以上的新能源項目，適當傾斜支持保障利用小時數。2023年7月20日后核準或備案的單獨開發的風電、集中式光伏項目，未按要求配儲、或配儲容量不滿足要求的新能源項目，鼓勵通過租賃方式配儲，租賃合同可作為新能源配儲容量和項目并網的依據，租賃協議不短于3年。本通知印發后核準、備案的裝機容量不高于10萬千瓦的新能源項目（以單個項目計），原則上通過租賃方式配置新型儲能。

（二）促進并網調用。電網企業指導納入年度項目清單的電網側新型儲能電站辦理接入并網手續，做好并網調試驗收，確保配套接網工程同步投產使用。電網側新型儲能電站電量納入全省統調統分。原則上對納入示范項目的電網側新型儲能電站每年調用完全充放電次數不低于250次，其他納入年度項目清單的電網側新型儲能電站參照執行。

（三）健全價格機制。完善電網側新型儲能電站和用戶側新型儲能設施充放電價格機制。優化分時電價政策，引導新型儲能更好響應電力系統調峰需求。支持配建新型儲能設施的工商業用戶向電網企業報裝時，工商業用戶與配建儲能設施視為同一主體，由雙方按照電價政策協商優化基本電費計收方式。

（四）推動參與市場。支持電網側、用戶側新型儲能參與電力中長期市場，充電時作為用戶參與常規直購交易；放電時，電網側新型儲能放電電量參照省內燃煤火電方式參與市場交易。推動新型儲能參與需求側響應、輔助服務市場，獲取需求側響應補償和輔助服務費用。加快電力現貨市場建設，以市場化機制推動新型儲能發揮作用。

（一）健全制度體系。省級能源主管部門、省直有關部門（單位）、國家能源局派出機構及省級電網企業等加強協同，不斷完善中長期電力市場、新型儲能項目建設運行、新能源和新型儲能并網調度及考核等相關制度，引導新型儲能行業健康有序發展。

（二）加強要素保障。各市（州）要加強協調指導，在用地、資金保障等方面給予支持。對納入年度項目清單的電網側新型儲能項目在符合國土空間規劃的前提下，優先安排使用公用設施用地或工業用地，用戶側新型儲能設施用地與產業園區、工商業企業用地統一規劃。支持示范項目和納入年度項目清單的新型儲能項目申報使用超長期特別國債、地方政府專項債等政策性開發性金融工具。

（三）鼓勵市（州）加強政策支持。鼓勵各市（州）結合實際出臺配套支持政策，支持新型儲能建設運營，出臺配套政策市（州）的電網側新型儲能項目優先納入年度項目清單。