近日，江蘇省發改委正式印發了《江蘇省“十四五”新型儲能發展實施方案》（以下簡稱《方案》）。

《方案》中提出到2025年，新型儲能由商業化初期步入規模化發展階段，具備大規模商業化應用條件。按照“統籌規劃、開放多元、市場主導、安全規范”的原則，與電力系統各環節融合發展，全省新型儲能裝機規模達到260萬千瓦左右，為新型電力系統提供容量支撐和靈活調節能力，促進能源清潔低碳轉型。市場環境和商業模式逐漸成熟，實現新型儲能技術多元化發展。電化學儲能、壓縮空氣儲能技術性能進一步提升，實現規?；瘧茫e極支持其他型式的新型儲能示范應用。

重點發展電源側新型儲能

電源側新型儲能重點發展方向為建立“新能源+儲能”機制。光伏發電項目配建的調峰能力應按照當年市場化并網的文件要求執行。對于不具備配建儲能電站條件的光伏項目，可通過購買方式落實儲能容量。鼓勵分布式光伏發電項目配建儲能電站或購買調峰服務。鼓勵存量新能源項目增配或購買新型儲能調峰能力，提高存量新能源電站的系統友好性，增強系統對新能源電力的接納能力。鼓勵燃煤電廠合理配置新型儲能，提升常規電源調頻性能和運行特性。探索開展新型儲能配合核電調峰調頻等應用。

靈活發展用戶側新型儲能

鼓勵具備條件的用戶配置新型儲能，提高用能質量，降低用能成本，提升用能效率。鼓勵企業用戶充分利用分時電價政策、容量電費機制，主動削峰填谷，減少尖峰電費支出；鼓勵用戶側新型儲能設施聚合利用，發揮削峰填谷作用，參與輔助服務市場和需求側響應，實現源荷雙向互動。

健全價格機制。建立電網側儲能電站容量電價機制，研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。利用峰谷電價政策，促進用戶側儲能發展。獨立建設并向電網送電的新型儲能電站，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加費用。

完善市場機制。完善適應新型儲能發展的電力市場體系，推動新型儲能以獨立電站、儲能聚合商、虛擬電廠等多種形式參與輔助服務，鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯合參與電力市場。探索建立獨立儲能作為新型市場主體參與中長期和現貨市場交易機制，獨立儲能可視同電力用戶在低谷時段充電，視同發電企業在高峰時段向電網送電，并提供調頻、黑啟動等輔助服務，發揮其移峰填谷和頂峰發電作用。

原文如下：

江蘇省發展改革委關于印發江蘇省“十四五”新型儲能發展實施方案的通知

蘇發改能源發〔2022〕831號

各設區市發展改革委，省電力公司、各有關能源企業：

為加快推動新型儲能示范應用和規模化發展，根據《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）、《國家發展改革委 國家能源局關于印發“十四五”新型儲能發展實施方案的通知》（發改能源發〔2022〕209號）、《國家發展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》（發改辦運行〔2022〕475號）相關要求，制定《江蘇省“十四五”新型儲能發展實施方案》，現印發給你們，請遵照執行。

江蘇省發展改革委

2022年8月1日

江蘇省“十四五”新型儲能發展實施方案

為加快推動新型儲能示范應用和規?；l展，提升電力系統調節能力，促進新能源消納，努力構建適應大規模高比例新能源發展需求的新型電力系統，根據《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）、《國家發展改革委 國家能源局關于印發“十四五”新型儲能發展實施方案的通知》（發改能源發〔2022〕209號）、《國家發展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》（發改辦運行〔2022〕475號）等相關要求，現制定本實施方案。

一、指導思想

以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，全面貫徹落實黨的十九大和十九屆歷次全會精神，貫徹新發展理念，深入落實“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，以碳達峰碳中和為目標，積極開創技術、市場、政策多輪驅動良好局面，以穩中求進的思路，引導新型儲能科學布局，著力推動新型儲能高質量、規?；l展，為加快構建清潔低碳、安全高效的能源體系提供有力支撐。

二、發展目標

到2025年，新型儲能由商業化初期步入規模化發展階段，具備大規模商業化應用條件。按照“統籌規劃、開放多元、市場主導、安全規范”的原則，與電力系統各環節融合發展，全省新型儲能裝機規模達到260萬千瓦左右，為新型電力系統提供容量支撐和靈活調節能力，促進能源清潔低碳轉型。市場環境和商業模式逐漸成熟，實現新型儲能技術多元化發展。電化學儲能、壓縮空氣儲能技術性能進一步提升，實現規?；瘧?，積極支持其他型式的新型儲能示范應用。

三、重點任務

（一）重點發展電源側新型儲能

電源側新型儲能重點發展方向為建立“新能源+儲能”機制。光伏發電項目配建的調峰能力應按照當年市場化并網的文件要求執行。對于不具備配建儲能電站條件的光伏項目，可通過購買方式落實儲能容量。鼓勵分布式光伏發電項目配建儲能電站或購買調峰服務。鼓勵存量新能源項目增配或購買新型儲能調峰能力，提高存量新能源電站的系統友好性，增強系統對新能源電力的接納能力。鼓勵燃煤電廠合理配置新型儲能，提升常規電源調頻性能和運行特性。探索開展新型儲能配合核電調峰調頻等應用。

（二）有序發展電網側新型儲能

電網側新型儲能重點發展方向為電網事故應急備用、延緩或替代電網工程投資，目前主要由電網企業根據系統規劃運行情況提出項目需求，在工程規劃、可研設計、項目審批等環節，將電網側新型儲能視為電網的重要電氣元件和技術方案選擇，納入綜合比選論證和項目規劃流程管理。電網側新型儲能現由電網企業直接投資建設或委托建設、購買服務。在大規模新能源匯集、大容量直流饋入、系統頻率和電壓支撐能力不足的關鍵電網節點建設新型儲能，提升系統抵御突發事件和故障后恢復能力；在輸電走廊資源和變電站站址資源緊張地區，如負荷中心地區、臨時性負荷增加地區、階段性供電可靠性需求提高地區等，建設電網側新型儲能，延緩或替代輸變電設施升級改造，降低電網基礎設施綜合建設成本；在安全可靠前提下，適時建設一批移動式或固定式新型儲能作為應急備用電源，提升系統應急供電保障能力。

（三）靈活發展用戶側新型儲能

鼓勵具備條件的用戶配置新型儲能，提高用能質量，降低用能成本，提升用能效率。鼓勵企業用戶充分利用分時電價政策、容量電費機制，主動削峰填谷，減少尖峰電費支出；鼓勵用戶側新型儲能設施聚合利用，發揮削峰填谷作用，參與輔助服務市場和需求側響應，實現源荷雙向互動。

（四）推進新型儲能技術示范應用

多元化發展新型儲能技術，為新型儲能提供技術支撐。研究支撐新型電力系統的儲能系統集成與控制方案，加強數字化運維，推動高安全、低成本、長時儲能發展。結合新型電力系統對新型儲能技術路線的實際需要，推動我省新型儲能技術多元化發展，促進技術成熟的鋰離子電池、壓縮空氣儲能規模化發展，支持液流電池、熱儲能、氫儲能等技術路線試點示范。

推進新型儲能在新能源出力計劃跟蹤、新能源消納、調峰、調頻、供電能力提升、應急供電保障、延緩輸變電升級改造等功能場景的多元化應用。鼓勵圍繞分布式新能源、微電網、大數據中心、5G基站、充電設施、工業園區等其他終端用戶，探索儲能融合發展新場景。

（五）探索新型儲能商業模式

鼓勵新能源電站以自建、租用或購買等形式配置儲能，發揮儲能“一站多用”的共享作用。積極支持各類主體開展共享儲能、云儲能等創新商業模式的應用示范。新能源發電企業與儲能企業簽訂租賃協議，由新能源發電企業按年度支付儲能租賃費用，儲能企業按照容量提供調峰服務，鼓勵簽訂長期協議或合同。

鼓勵發電企業、獨立儲能運營商聯合投資新型儲能項目，通過市場化方式合理分配收益。建立源網荷儲一體化和多能互補項目協調運營、利益共享機制。積極引導社會資本投資新型儲能項目，建立健全社會資本建設新型儲能公平保障機制。

四、規劃布局

（一）電源側新型儲能項目布局

電源側新型儲能原則上應在風電光伏電站、火電廠等電源場站內部建設，或根據需要集中共建共享，以減小新能源出力波動，緩解系統調峰調頻壓力，促進新能源消納。

按照光伏發電項目市場化并網的有關要求，長江以北地區市場化并網光伏配建新型儲能原則上布局在長江以北。鼓勵在光伏電站內配置新型儲能，以滿足光伏電站自身調節需求，兼顧負荷預測及調頻需要。需要購買調節能力的項目，宜優先在光伏電站所在設區市購買，所在設區市無可購買調節能力的，原則上在長江以北其他設區市購買。

（二）電網側新型儲能項目布局

電網側配置新型儲能應在變電站或專用站址建設，直接接入公用電網，宜布局在常規輸變電設施建設難度大、代價高的區域，以降低電網建設成本。

應對特高壓直流故障的電網側新型儲能項目，宜布局在特高壓直流落地端近區，充分發揮其事故應急響應的作用。引導電網側新型儲能在蘇州、淮安、泰州等特高壓直流落點附近地區布局，提供緊急頻率支撐，優化潮流分布。削減用電尖峰負荷的電網側儲能項目，宜優先布局在局部供電瓶頸地區，提升分區電網供電能力。鼓勵在配電網中規劃建設新型儲能項目，支持電網企業在屋頂光伏匯集處建設分布式儲能，減少輸變電工程建設投資。引導南京、蘇州等重點城市依托堅強局部電網布局建設新型儲能項目，提升重要負荷中心的應急保障能力和風險防御能力。

（三）用戶側新型儲能項目布局

用戶側新型儲能應在用戶內部或鄰近場地建設，接入用戶內部配電系統，以市場化方式為用戶提供削峰填谷、需量管理、備用電源、光儲一體化運行等功能，提升用戶的用電可靠性。

鼓勵工業、通信、金融、互聯網等供電可靠性要求高的用戶配置新型儲能，提升用戶的自平衡能力，提高對大電網的穩定性支撐。支持重要負荷用戶根據用電需求自行建設移動式或固定式新型儲能，提升應急供電保障能力。

（四）因地制宜布局新型儲能

新型儲能電站建設應節約用地，鼓勵利用退役火電、退役變電站等現有廠址建設新型儲能電站。鼓勵在新能源電站內外就近布置集中或分散式儲能，改善新能源項目涉網性能。充分發揮金壇鹽穴壓縮空氣儲能項目的示范作用，在驗證技術經濟性、形成完善價格機制的基礎上，考慮在常州、淮安、鎮江等鹽穴資源豐富地區進一步發展鹽穴壓縮空氣儲能項目。

五、工作要求

（一）分級分類管理。新能源項目配建的新型儲能項目應與主體項目同步確定規模、同步規劃、同步設計、同步管理。電網側新型儲能項目參照常規電網項目的規劃建設流程管理。用戶側新型儲能項目應納入用戶主體項目規劃建設管理。獨立建設的新型儲能項目應根據有資質的評估機構對項目可行性研究報告的咨詢評審意見，明確建設規模、技術方案、接入系統、運行模式等內容，經省、市級能源主管部門評估后納入相應電力規劃。其中，額定功率5萬千瓦以下的納入地市級電力規劃項目體系管理，額定功率5萬千瓦及以上的納入省級電力規劃。

（二）規范項目審批。根據《江蘇省企業投資項目核準和備案管理辦法》和《江蘇省政府核準的投資項目目錄》（現行版），新型儲能項目納入相應規劃后實行屬地備案。

（三）加強運行管理。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，加強儲能系統運行維護，確保項目建設質量和運行安全。電網企業應加強對新能源項目配建儲能關鍵指標的運行監測，確保儲能電站的運行時長、電站可用率等性能滿足并網承諾相關技術要求，建立科學調度機制，有效發揮新型儲能應有的作用。

（四）健全價格機制。建立電網側儲能電站容量電價機制，研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。利用峰谷電價政策，促進用戶側儲能發展。獨立建設并向電網送電的新型儲能電站，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加費用。

（五）完善市場機制。完善適應新型儲能發展的電力市場體系，推動新型儲能以獨立電站、儲能聚合商、虛擬電廠等多種形式參與輔助服務，鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯合參與電力市場。探索建立獨立儲能作為新型市場主體參與中長期和現貨市場交易機制，獨立儲能可視同電力用戶在低谷時段充電，視同發電企業在高峰時段向電網送電，并提供調頻、黑啟動等輔助服務，發揮其移峰填谷和頂峰發電作用。