6月21日，江苏省发改委发布《关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施（征求意见稿）公开征求意见的通知》，文件提出：加快发展新型储能，到2027年，全省新型储能项目规模达到500万千瓦左右。

重点发展电网侧储能。加强政策引导，优化规划布局，鼓励新能源配建储能按照共建共享的模式，以独立新型储能项目的形式在专用站址建设，直接接入公共电网，更好发挥顶峰、调峰、调频、黑启动等多种作用，提高系统运行效率。支持各类社会资本投资建设独立新型储能项目。到2027年，全省电网侧新型储能项目规模达到350万千瓦左右。

(资料图片仅供参考)

支持发展电源侧储能。综合新能源特性、系统消纳空间和经济性等因素，因地制宜在风电、光伏场站内部配建新型储能设施，建设系统友好型新能源电站。支持燃煤电厂内部配建电化学储能、熔盐储能等设施，与燃煤机组联合调频调峰，提升综合效率。到2027年，全省电源侧新型储能项目规模达到50万千瓦左右。

提高绿电应用水平。支持“新能源+储能”一体化开发，依规推进新能源项目配建新型储能，提高绿电上网能力。支持企业用户建设“微电网+储能”，提高绿电消纳水平，积极探索应对碳关税的绿电解决途径，提升外向型企业绿色贸易能力。独立新型储能项目的充放电损耗电量暂不纳入地方能耗强度和总量考核。

全文如下：

关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施（征求意见稿）公开征求意见的通知

为加快推动我省新型储能项目高质量发展，我们起草了《关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施（征求意见稿）》（见附件），现向全社会公开征求意见。如有修改意见，请于10日内反馈至省发展改革委（能源局）电力处，邮箱：jsmtdlc@163.com，电话：025-83390343。

附件：

1.公开征求意见_关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施的起草说明.docx

2.公开征求意见稿_关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施.docx

江苏省发展和改革委员会

2023年6月21日

《关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施》的起草说明

一、起草背景

新型储能是新型电力系统的重要技术和基础装备，对支持全省新能源消纳、保障供电安全、推动电力绿色转型、促进能源产业高质量发展、实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。2022年，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》、《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》等，我委印发了《江苏省“十四五”新型储能发展实施方案》。近几年是加快推动我省新型储能发展的窗口期和机遇期，为切实落实国家和我省的有关政策和方案，我们编制起草了《关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施》。

二、主要内容

《若干措施》包括强化规划引领、加快工程建设、支持项目运营、做好全程管理四个部分。

第一部分，强化规划引领。明确了新型储能的发展目标、重点发展电网侧储能、鼓励发展用户侧储能、支持发展电源侧储能、提高绿电应用水平、引导技术创新应用。

第二部分，加快工程建设。主要有优化项目纳规流程、建立服务推进机制、强化资源要素保障、做好接入电网工作、严格工程建设标准、加快并网调试工作。

第三部分，支持项目运营。明确市场主体地位，完善市场参与机制，优化参与市场方式，适当进行扶持补贴，建立容量租赁机制。

第四部分，做好全程管理。加强项目技术监督，优化调度运行管理，强化安全生产监管，助力储能产业链建设。

关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施

（公开征求意见稿）

为加快推动我省新型储能项目高质量发展，根据国家发展改革委、国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》等相关要求，制定以下措施。

一、强化规划引领

（一）加快发展新型储能。坚持目标导向，加快新型储能项目建设，发挥新型储能响应快、配置灵活、建设周期短等技术优势，增加可再生能源并网消纳能力，在我省海上风电等项目开发中，将要求配套建设新型储能项目，促进新能源与新型储能协调发展，到2027年，全省新型储能项目规模达到500万千瓦左右。

（二）重点发展电网侧储能。加强政策引导，优化规划布局，鼓励新能源配建储能按照共建共享的模式，以独立新型储能项目的形式在专用站址建设，直接接入公共电网，更好发挥顶峰、调峰、调频、黑启动等多种作用，提高系统运行效率。支持各类社会资本投资建设独立新型储能项目。到2027年，全省电网侧新型储能项目规模达到350万千瓦左右。

（三）鼓励发展用户侧储能。充分利用峰谷分时电价等机制，鼓励企业用户和产业园区自主建设新型储能设施，缓解电网高峰供电压力。大力推进充电设施、数据中心等场景的储能多元化应用，探索运用数字化技术对分布式储能设施开展平台聚合。到2027年，全省用户侧新型储能项目规模达到100万千瓦左右。

（四）支持发展电源侧储能。综合新能源特性、系统消纳空间和经济性等因素，因地制宜在风电、光伏场站内部配建新型储能设施，建设系统友好型新能源电站。支持燃煤电厂内部配建电化学储能、熔盐储能等设施，与燃煤机组联合调频调峰，提升综合效率。到2027年，全省电源侧新型储能项目规模达到50万千瓦左右。

（五）提高绿电应用水平。支持“新能源+储能”一体化开发，依规推进新能源项目配建新型储能，提高绿电上网能力。支持企业用户建设“微电网+储能”，提高绿电消纳水平，积极探索应对碳关税的绿电解决途径，提升外向型企业绿色贸易能力。独立新型储能项目的充放电损耗电量暂不纳入地方能耗强度和总量考核。

（六）引导技术创新应用。推动我省新型储能技术多元化发展，着力推进技术成熟的锂离子电池储能规模化发展，积极支持压缩空气、液流电池、热储能、重力储能、飞轮储能、氢储能等创新技术试点示范，应用“源网荷”各侧储能集群建模、智能协同控制关键技术。到2027年，全省新型储能项目技术应用种类达到5种。

二、加快工程建设

（一）优化项目纳规流程。独立新型储能项目应参照电网项目纳规要求，对项目可研报告评审意见等评估后纳入规划，其中，额定功率5万千瓦以下的项目由设区市能源主管部门评估后纳入规划，额定功率5万千瓦及以上的项目由省级能源主管部门评估后纳入规划；在电源项目内配建的新型储能设施，应作为电源主体项目的部分建设内容，随同电源主体项目规划、管理；用户侧新型储能项目应纳入用户主体项目范畴进行规划和管理。

（二）建立服务推进机制。新型储能项目按照属地原则，由设区市、县（市）能源主管部门作为项目服务推进责任单位，具体协调推进工程进度。额定功率5万千瓦及以上的独立新型储能项目，由省级能源主管部门参照支撑性电源项目进度管理模式，牵头统筹协调、督促检查，确保按期建成。

（三）强化资源要素保障。额定功率5万千瓦及以上的独立新型储能项目，符合条件的可经申报纳入省重大项目管理，项目所需用地、用林、用水、用电等要素，相关部门应参照支撑性电源项目模式予以优先支持和安排保障，推动项目建设“应开尽开、应投尽投、能早尽早”。

（四）做好接入电网工作。独立新型储能项目的接入电网工程由电网企业投资建设，按照国家能源局《电网公平开放监管办法》的要求，确保进度匹配、同步投产。电网企业应优化独立新型储能项目的并网流程，原则上于20个工作日内完成接入电网方案评审，于20个工作日内签订接网协议。如独立新型储能项目业主单位自愿出资建设接入电网工程，可参照“苏发改能源发〔2017〕403号文”的流程办理，各级能源主管部门在5个工作日内完成协调确认工作。

（五）严格工程建设标准。新型储能项目要严格落实国家、行业储能有关标准体系，涉网设备应符合电网安全运行相关技术要求。独立新型储能项目有效全容量下连续放电时间不应低于2小时，采用锂电池技术的在不更换主要设备的前提下完全充放电次数不应低于6000次，充放电深度不低于90%，并选用技术成熟、安全性能高的电池，审慎选用梯次利用动力电池。

（六）加快并网调试工作。新型储能项目应按照国家质量、环境、消防等规定，完成相关手续。电网企业要优化流程，加快办理，具备条件的独立新型储能项目原则上应于建成后30个工作日内完成并网调试和验收工作。