两部门：加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰

国家发改委、国家能源局发布《关于进一步推进新能源储能参与电力市场和调度运行的通知》，提出加快推进独立储能参与电力市场和配合电网调峰。加快独立储能参与中长期市场和现货市场。鉴于现阶段储能容量相对较小，鼓励独立储能在峰谷时段签订市场合同，发挥移峰填谷、调峰发电的作用。独立储能电站向电网送电的，其对应的充电电力不承担输配电价、政府性基金及附加费。

国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司关于进一步推进新能源储能参与电力市场和调度的通知

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、经济和信息化委、能源局、北京市市政管委，国家能源局各派出机构，国家电网公司、南方电网公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、国家电力投资公司、中国三峡集团公司、国家能源投资公司、国家开发投资公司。

为贯彻落实党中央、国务院关于完整、准确、全面落实新发展理念，做好二氧化碳排放峰值碳中和工作的意见，按照国家发展改革委、国家能源局《关于加快发展新能源储能的指导意见》的有关要求，进一步明确新能源储能市场定位， 建立和完善相关市场机制、价格机制和运行机制，提升新能源储能利用水平，引导行业健康发展，现就有关事项通知如下。

一、总体要求。新能源储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优点。它可以在电力运行中发挥多种作用，如调峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等。它是建立新的电力系统的重要组成部分。要建立健全适应储能参与的市场机制，鼓励新能源储能自主参与电力市场，坚持市场化定价，不断完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提高储能整体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展。

第二，新储能可以作为独立储能参与电力市场。具备独立的测量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可接受电网监控和调度，满足相关标准规范、电力市场运营商等相关方面的要求，具有新能源储能项目法人资格，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。鼓励以划拨方式建设新型储能项目。当技术改造满足相同的技术条件和安全标准时，可以选择将其转为独立的储能项目。根据国家发展改革委、国家能源局《关于推进负荷、储能一体化和电源网多能互补发展的指导意见》的相关要求，涉及风、光、水、火、储能和多能互补一体化的项目储能原则上暂不转为独立储能。

三、鼓励新建储能及其电源共同参与电力市场。鼓励以分布式建设形式存在的新储能项目，在完成站内计量、控制等相关系统改造并满足相关技术要求的前提下，与已建成并视为一个整体的其他类型电源相结合，按现行相关规则参与电力市场。根据各地市场电力供应放开的实际情况，鼓励新能源站和储能设施共同参与市场，利用储能提高新能源的并网性能，保障新能源的高效消纳和利用。随着市场建设的逐步成熟，鼓励探索同一储能主体以部分容量独立和部分容量组合两种方式同时参与的市场模式。

四、加快推动独立储能参与电网调峰的电力市场。加快独立储能参与中长期市场和现货市场。鉴于现阶段储能容量相对较小，鼓励独立储能在峰谷时段签订市场合同，发挥移峰填谷、调峰发电的作用。独立储能电站向电网送电的，其对应的充电电力不承担输配电价、政府性基金及附加费。

五、充分发挥独立储能技术优势，提供辅助服务。鼓励独立储能按照辅助服务市场规则或辅助服务管理规则提供主动平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务等辅助服务，在电网事故情况下提供快速主动响应服务。辅助服务费由并网主体和相关发电侧电力用户按照《电力辅助服务管理办法》的有关规定和“谁提供、谁受益、谁受益、谁承担”的原则合理分摊。

第六，优化储能调度运行机制。坚持市场化模式，优化储能调度运行。对于尚未参与市场的已分配储能，特别是新能源的已分配储能，电力调度机构要建立科学的调度机制，项目业主要加强储能设施系统的运行维护，确保储能系统安全稳定运行。燃煤发电等其他类型电源的储能配置和建设参照上述要求执行，进一步提高储能利用水平。

七。进一步支持用户侧储能发展。各地要根据电力供需实际情况，适度拉大峰谷电价差，为用户侧储能发展创造空间。根据各地实际情况，鼓励进一步放大中长期电力市场和现货市场的上下限价格，引导用户积极配置新能源储能，增加用户获取储能收益的渠道。鼓励用户采用储能技术以降低其用电高峰需求，并减少接入电力系统的扩容投资。

八、建立电网侧储能价格机制。各地要加强对电网侧储能的科学规划和有效监管，鼓励电网侧根据电力系统运行需要，在关键节点建设储能设施。研究电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推进电站参与电力市场；探索电网中替代储能设施纳入输配电价回收的成本效益。

九。修订完善相关政策和规则。各地要在新版《并网电力运行管理规定》和《辅助电力服务管理办法》的基础上，结合实际，统筹规划，抓紧修订完善本地区储能参与相关市场规则， 抓紧修订完善本地区储能参与的并网电力运行和辅助服务管理实施细则，促进储能在调峰填谷、优化电能质量中发挥积极作用。 各地要建立健全储能项目平等参与市场的交易机制，明确储能作为独立市场主体的准入标准和注册、交易、结算规则。

X.加强技术支持。新能源储能工程建设应当符合《新能源储能工程管理规范》等相关标准和规范的要求，主体设备应当通过具有相应资质的机构检测认证，入网设备应当符合电网安全运行相关技术要求。储能项目应完善站内技术支持系统，向电网企业上传实时充放电电量、荷电状态等运行信息，参与电力市场和调度运行的项目也应具备接受调度指令的能力。电力交易机构应当完善适应储能并参与交易的电力市场交易系统。电力企业要建立技术支撑平台，实现对独立储能电站荷电状态的全面监控和充放电的精确控制，指导项目业主做好储能并网所需一、二次设备的建设和改造，满足储能参与市场、并网运行和接受调度指令的相关技术要求。

XI。加强组织领导。国家发展改革委、国家能源局全面牵头。各地要按照职责分工明确相关牵头部门，分解任务，建立健全适应新能源储能发展的市场机制和调度运行机制，并对推进工作过程中的有关问题进行跟踪、协调和指导。地方政府相关部门和国家能源局派出机构要按照职责分工，落实储能参与中长期电力市场、现货市场、辅助服务市场等相关工作，同步建立辅助服务和容量电价补偿机制并传导至用户。充分发挥国家新能源储能大数据平台作用，动态跟踪分析储能调用和市场参与情况，探索创新可持续的商业模式。

十二。做好监督管理工作。地方政府有关部门和国家能源局派出机构要研究细化监管措施，加强对独立储能调度运行的监管，确保社会化资本投资的储能电站公平调度、权益对等、利用率可观。各地要加强新能源储能建设和运行安全监管，督促相关电力企业严格落实《国家能源局综合司关于加强电化学储能电站安全管理的通知》要求，鼓励电力企业积极参与电化学储能电站国家安全监控信息平台建设，在确保安全的前提下推进相关工作。

各地要根据当地新能源储能和市场建设现状，制定详细的实施方案，抓好落实。请于9月30日前将工作考虑和进展情况报送国家发展改革委和国家能源局。

国家发展和改革委员会办公厅

国家能源局综合司

2022年5月24日

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