各市發展改革委，省電力公司、省能源集團、各中央發電集團浙江分公司，各有關單位、企業：

為率先構建以新能源為主體的新型電力系統，加快實現電源清潔化、電網智能化和社會電氣化“三個轉型”，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），結合我省實際，特制定本實施意見。

以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，深入貫徹落實“四個革命，一個合作”能源安全新戰略，全面落實碳達峰碳中和目標，忠實踐行“八八戰略”、奮力打造“重要窗口”，聚力推進我省共同富裕示范區建設，加快新型儲能技術創新，建立健全配套機制，實現新型儲能產業高質量發展，進一步提升新型儲能與源網荷協調互動能力，提升電力系統靈活性調節能力和安全保障能力。

2021-2023年，全省建成并網100萬千瓦新型儲能示范項目，“十四五”力爭實現200萬千瓦左右新型儲能示范項目發展目標。與新型電力系統發展相適應，重點支持集中式較大規模（容量不低于5萬千瓦）和分布式平臺聚合（容量不低于1萬千瓦）新型儲能項目建設，為電力系統提供容量支持及調峰能力。鼓勵探索開展儲氫、熔鹽儲能及其他創新儲能技術的研究和示范應用。

1．規范規劃管理。研究編制新型儲能專項規劃，明確全省新型儲能發展目標、總體布局和重點任務等。加強與全省能源、電力、可再生能源等發展規劃的銜接，結合系統實際需求，提出新型儲能的合理配置的規模、節點，引導在電力負荷峰谷差大、系統消納能力薄弱、改造成本高等區域建設新型儲能項目。

2．完善項目管理。本地區新型儲能示范項目根據投資有關法律、法規及省級電力電網規劃、新型儲能專項規劃等，實施縣（市、區）屬地備案管理，項目備案情況抄送國家能源局派出機構。備案內容應包括：項目單位基本情況，項目名稱、建設地點、建設規模、建設內容（含技術路線、應用場景、主要功能、應急處置等）、項目總投資額等。獨立儲能項目備案時需明確項目類型（電源側、電網側或用戶側）。編制出臺新型儲能管理辦法，研究確定各類新型儲能并網接入、運行等管理規范。新型儲能項目參照電源、電網、用戶電力設施管理規定，納入全省電力運行統一管理。

3．明確參數標準。新型儲能示范項目應按照工作壽命10年及以上設置，主要設備性能應符合國家相關標準規范。發揮調峰作用的新建儲能示范項目，接入電壓等級為10kV及以上，功率不低于5萬千瓦，額定功率下連續放電時間不低于2小時。聯合火電機組調頻的儲能示范項目，單體功率不低于1.8萬千瓦，綜合調節性能指標Kpd值不低于0.9。采用鋰電池的新建電化學儲能電站，原則上交流側效率不低于85%、放電深度不低于90%、電站可用率不低于90%、充放電次數不低于6000次；其他形式儲能電站，按照“一事一議”原則確定。

4．有序開展電源側儲能建設。支持“微網+儲能”“新能源+共享儲能”等電源側儲能項目建設，鼓勵新增的海上風電、集中式光伏電站綜合新能源特性、系統消納空間、調節性能和經濟性等實際因素，建設或購買新型儲能（服務）。鼓勵集中式儲能電站為新能源提供容量出租或購買服務。鼓勵燃煤電廠配套建設新型儲能設施，與燃煤機組聯合調頻，提升綜合競爭力。

5．大力發展電網側儲能建設。支持各類市場主體為緩解高峰負荷供電壓力、延緩輸配電擴容升級，圍繞電源、負荷兩方面需求，投資建設一批電網側儲能，提升電網調節、新能源消納和應急供電保障等能力。未納入輸配電價核價的已建、新建電網側儲能項目，納入本政策支持范圍。國家相關政策調整后，不再享受本政策支持。

6．積極支持用戶側儲能建設。鼓勵企業用戶或綜合能源服務商根據用戶負荷特性自主建設儲能設施，充分利用目錄分時電價機制，主動削峰填谷，優化區域電網負荷需求。大力推進5G基站、數據中心、充電設施（換電站）、電動汽車等儲能多元化應用。推動儲能應用與電網協同發展，探索運用數字化技術對分布式儲能設施開展平臺聚合，鼓勵智慧能源、虛擬電廠等新業態發展，充分發揮靈活、可調性儲能資源在新型電力系統中的平衡作用。

7．著力推動獨立儲能建設。研究利用淘汰或退役電源、變電站既有線路和設施建設獨立儲能電站。鼓勵電源、電網、用戶側租賃或購買獨立儲能設施提供的儲能服務。

8．優化調度運行機制。支持符合相關要求和條件的示范項目優先接入、優先調度、優先消納。在科學調用前提下，重點保障調峰項目發揮調峰作用（年利用小時數不低于600小時）。

9．深化電力市場化改革。支持新型儲能作為獨立市場主體參與中長期交易、現貨和輔助服務等電力市場，推動儲能逐步通過市場實現可持續發展。制定新型儲能參與電力市場交易指南，確定新型儲能參與中長期、現貨等電能量市場，調峰、調頻等輔助服務市場的技術標準、交易機制和價格形成機制等。

10．強化資金支持。支持引導新型儲能通過市場方式實現全生命周期運營。過渡期間，調峰項目（年利用小時數不低于600小時）給予容量補償，補償標準逐年退坡，補貼期暫定3年（按200元、180元、170元/千瓦·年退坡）。聯合火電機組調頻的示范項目，Kpd值>0.9的按儲能容量每月給予20萬千瓦時/兆瓦調頻獎勵一定用煤量指標。鼓勵各地創新新型儲能發展商業模式、研究出臺各類資金支持政策。金融投資機構為示范項目提供綠色融資支持，鼓勵引導產業資金注入產業，采用多種手段保障資金需求。

11．優化充電損耗計量。非市場情況下，調峰項目的充放電損耗電量暫納入全省電網線損統計范疇。火儲調頻項目損耗部分參照廠用電管理但統計上不計入廠用電。

12．完善儲能技術標準體系。建立完善儲能設施檢測認證、質量監管和環保監督等相關標準體系，研究儲能應用風險、使用規范，制定儲能應急管理、環保等標準，強化儲能設施全壽命周期監管。研究建立新型儲能項目監測平臺和評價中心，開展數字化監督管理，對儲能運行數據進行監測和分析，實現對儲能項目運營情況的全方位監督、評價。

13．加強安全風險防范。聯合相關部門明確新型儲能產業鏈各環節安全責任主體，強化消防安全管理，有效提升安全運行水平。

14．增強儲能產業發展能力。加大科研經費投入，優先支持儲能產業技術研發，積極籌建國家級儲能實驗室，申報國家級試點示范。支持儲能電池相關生產企業技術攻關和改造，提升產品性能、擴大產能規模。鼓勵和支持有條件的行業龍頭企業牽頭組建儲能創新平臺，對認定為國家級、省級的創新平臺，給予一定資金補助。推動產學研合作發展，在重大科技項目攻關、高新技術認定等方面給予傾斜支持，落實相應的企業稅收優惠政策。

15．加強儲能全產業鏈建設。加強省內儲能制造企業與新能源儲能項目對接，促成一批產業上下游戰略合作，大力推廣儲能應用，以示范項目帶動形成全省儲能材料生產、設備制造、儲能集成、運行檢測全產業鏈，重點培育杭州、湖州等新型儲能產業基地，提高新型儲能產業整體質量和效益，推動我省儲能商業化應用的加快發展。

政策實施期間，若電力市場相關政策和儲能運營環境發生重大變化，適時調整。

（一）強化組織領導。省能源主管部門要會同有關部門加強頂層設計，加強示范項目規劃與省內各相關規劃銜接；組織電源、電網、用戶及咨詢機構等，共同開展新型儲能示范項目的研究論證、規劃布局和建設實施等工作。

（二）建立協調機制。梳理明確一批儲能重點示范項目清單，加大對其前期建設工作的統籌協調力度，確保示范項目按期落地、發揮成效。電網企業應按照積極服務、簡潔高效原則，公平無歧視為新型儲能項目提供電網接入服務。

（三）強化要素保障。鼓勵支持社會各類主體參與新型儲能項目投資，不斷推進電力現貨（輔助）市場發展，營造良好的投資建設環境。強化土地、能耗等要素保障，對示范項目建設用地、用能指標給予支持。

（四）加強監督管理。依法依規對新型儲能項目進行驗收、檢查，省能源主管部門聯合國家能源局浙江監管辦建立項目規劃編制、備案、建設、并網和調度運行、市場化交易、電費結算及扶持政策實施的全過程監管機制，充分發揮示范應用作用。

浙江省發展和改革委員會         浙江省能源局

2021年11月3日