近日，吉林省人民政府印发《抢先布局新型储能产业新赛道实施方案》。其中提到，自2023年起，新增新能源项目原则上按15%装机规模配置储能，充电时长2小时以上，鼓励采用集中共享方式。其中，市场化并网新能源项目，配建新型储能的容量比例和时长适度加大。力争到“十四五”末，我省新型储能规模达到50万千瓦以上，综合储能时长不低于2小时，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。
原文如下：
吉林省人民政府办公厅关于印发抢先布局氢能产业、新型储能产业新赛道实施方案的通知
吉政办发〔2023〕31号
各市（州）人民政府，长白山管委会，各县（市）人民政府，省政府各厅委办、各直属机构，驻吉中直有关部门、单位：
《抢先布局氢能产业新赛道实施方案》和《抢先布局新型储能产业新赛道实施方案》已经省政府同意，现印发给你们，请认真抓好贯彻落实。
吉林省人民政府办公厅
2023年12月1日
抢先布局新型储能产业新赛道实施方案
为贯彻落实省领导在《关于吉林抢先布局六个新赛道的调研报告》上的批示要求，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》（发改能源规〔2021〕1051号）、《国家发展改革委国家能源局关于印发“十四五”新型储能发展实施方案的通知》（发改能源〔2022〕209号）、《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司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》（发改办运行〔2022〕475号）以及《吉林省新能源产业高质量发展战略规划（2022-2030年）》（吉政办发〔2022〕38号）、《吉林省电力发展“十四五”规划》（吉能电力〔2022〕356号）等文件精神，制定本方案。
一、总体要求
（一）指导思想。以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神，深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，聚焦实现碳达峰碳中和目标，适应新型电力系统发展新趋势，紧跟国内储能发展新步伐，抢先布局新型储能新赛道，以试点促推广应用、以示范促深化发展，充分发挥新型储能设施在保障电力安全供应、系统稳定运行、促进新能源消纳等方面的作用，加快推动我省新型储能高质量、规模化发展，为全省能源高质量发展提供重要支撑和有力保障。
（二）基本原则。
——统筹布局、协同联动。坚持全省“一盘棋”，整合各类资源，形成工作合力，加快推进新型储能多元化、市场化、规模化发展。根据电力、可再生能源规划及电网结构等实际情况，合理布局电源侧、电网侧储能项目。鼓励用户因地制宜配置新型储能设施，提升电力自平衡能力。
——市场运作、政策引导。为更好发挥新型储能的灵活性调节作用，降低初始投资成本，我省新型储能建设原则上以大规模集中式储能为主要发展模式。给予集中式储能独立市场主体身份，积极推动储能参与电力中长期、辅助服务、现货等电力市场交易。
——加强监督、规范管理。坚持底线思维，严守安全底线，压紧压实企业安全主体责任，推进建立完备的储能技术、安全标准体系，加强储能设施全寿命周期质量监督，完善优化储能建设、并网和运行相关管理程序，保障新型储能建设运行全过程安全。
（三）任务目标。2023年之前批复的存量新能源项目中要求配置的储能作为第一批集中式储能示范项目，总规模约30万千瓦/80万千瓦时。通过试点示范，促进新型储能技术创新应用，建立健全相关标准体系，形成可复制易推广的经验做法，推动我省储能加快发展。结合“氢动吉林”行动，拓展氢（氨）储能等应用领域，重点试点示范可再生能源制氢、制氨等更长周期储能技术，满足多时间尺度应用需求，结合新型电力系统建设需求推动多种储能技术联合应用，开展复合型储能试点示范。
自2023年起，新增新能源项目原则上按15%装机规模配置储能，充电时长2小时以上，鼓励采用集中共享方式。其中，市场化并网新能源项目，配建新型储能的容量比例和时长适度加大。力争到“十四五”末，我省新型储能规模达到50万千瓦以上，综合储能时长不低于2小时，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。
二、重点任务
（一）优化规划布局。遵循技术可行、经济合理、安全可靠原则，明确“十四五”及中长期新型储能发展目标。统筹系统网架结构、新能源消纳、调峰调频等需要，合理确定储能规划布局，优选集中共享储能技术路线。原则上新建储能项目应依据规划布局，优先在新能源富集、送出断面受限地区开展建设。积极鼓励社会资本投资储能设施。
（二）鼓励共享发展。遵循“统筹建设、容量共享、集中运维、统一调度、利益共享”的原则，以“电网侧大规模集中共享储能”为主要发展模式，鼓励新能源发电企业通过租赁或购买储能项目的容量满足其发电项目配置储能要求，创造共享储能电站盈利模式，实际租赁费用由租赁双方通过租赁协议约定。
（三）强化调度运用。明确储能设施作为独立市场主体的技术条件、调度准入、市场准入等标准要求，加强新型储能调度合规性管理，编制新型储能运行管理规定和调用标准，明确调度关系、功能定位和运行方式，在保障储能设施安全运行前提下，充分发挥储能作为灵活性资源的功能和效益。
（四）促进参与市场。完善电力市场交易规则，鼓励新型储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约，将新型储能纳入中长期市场和现货市场准入范围，设置合理的准入标准和考核指标，推动储能设施参与电力市场。支持储能电站参与调峰辅助服务市场，充分发挥性能优势，探索储能与各类资源协同参与需求响应市场。拉大峰谷价差，增加用户侧储能的收益渠道。
（五）推进技术创新。鼓励新型储能骨干优势企业、重点院校和科研机构密切合作，加快储能关键技术研究和攻关，强化储能安全技术研究。支持储能重点实验室、研发中心建设，加强产学研用融合。鼓励开展储能技术应用示范、首台（套）重大技术装备示范，加快创新成果转化。
（六）灵活发展应用。积极鼓励用户侧储能发展，支持工业、通信、金融、互联网等对供电可靠性要求高的电力用户因地制宜配置新型储能设施，提升电力自平衡能力；鼓励党政机关、数据中心等重要电力用户建设移动式或固定式新型储能设施，提升应急供电保障能力。
（七）加强安全管理。加强储能电站安全管理，建立安全监管机制。建立储能安全管控体系，优化调度运行方案，明确关键设备及整站涉网要求。严格落实国家安全生产相关规定和要求，建立健全储能应用全方位全过程的安全防护体系，全面提升储能安全防护水平。
（八）完善支持政策。优化储能备案办理流程，提速储能项目备案效率。给予集中式储能电站独立市场主体身份，并纳入电网统一调度。运营初期，示范项目充电参与电力中长期交易。独立储能电站项目向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。支持储能电站参与调峰辅助服务市场，待省内电力现货市场运行后，逐步推动储能项目参与电力现货市场交易。利用现有资金渠道加大对新型储能产业发展的支持力度。
三、保障措施
（一）加强组织指导。省能源局牵头，组织相关部门和单位建立推进储能发展工作协调机制。指导项目单位落实各项建设条件，依法依规办理前期手续，推动新型储能电站项目尽快开工建设、尽早投产见效。
（二）做好并网运行。省电力公司负责建立和完善新型储能接网程序，明确并网调试和验收流程，为新型储能项目提供电网接入服务。新型储能项目单位配备必要的通信信息系统，按程序向电网调度部门上传运行信息、接受调度指令。
（三）健全安全机制。建立和完善新型储能项目安全管理体系，加强安全监督管理。项目建设和运营单位要按照有关法律法规和技术规范要求，严格履行项目安全管理程序，规范电站运营维护。
（四）加强监督考核。加强新型储能项目监测管理，引导新型储能企业合理投资、有序建设，确保新型储能项目建设规范、安全运行。省能源局将加强政策实施效果评估，密切跟踪执行情况，适时开展建设评估，对出现的新情况新问题及时研究解决，促进产业健康发展。
