關于加快新型儲能發展的實施意見
各省轄市人民政府，濟源示范區、航空港區管委會，省人民政府各部門：
為促進新能源與新型儲能深度融合，加快推動我省儲能產業發展和科技創新，助力構建新型電力系統，經省政府同意，現提出如下實施意見，請認真貫徹落實。
一、總體要求
（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，全面貫徹落實黨的二十大精神，完整準確全面貫徹新發展理念，深入落實“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，圍繞碳達峰碳中和目標要求，錨定“兩個確保”，全面實施“十大戰略”，加快構建新型電力系統，著力推動新型儲能與新能源融合發展，著力健全市場化運營機制，著力推動儲能科技進步，著力完善政策制度，促進新型儲能規模化、高質量發展，提升電力系統安全保障能力。
（二）發展目標。到2025年，全省新能源項目配套儲能規模達到470萬千瓦以上，用戶側儲能規模達到30萬千瓦以上；新型儲能規模達到500萬千瓦以上，力爭達到600萬千瓦。
二、加強新能源和新型儲能融合發展
（一）新能源項目合理配置新型儲能設施。2021年及以后我省年度風光開發方案中的新能源項目，要嚴格按照開發方案中承諾的儲能配比配置儲能設施，儲能設施投運時間應不晚于新能源項目投運時間；如未投運，電網不得調度和收購其電力電量。鼓勵已并網的存量新能源項目按照不低于裝機功率的10%、時長不少于2小時的要求配置新型儲能設施，項目企業后續開發新能源項目時，其存量項目配置的儲能容量可與新建項目配套的儲能容量疊加參與競爭排名。同一調度區域內，優先消納儲能配比高、時長長的新能源項目電力電量。
（二）鼓勵電網側和用戶側建設新型儲能設施。鼓勵在調峰調頻困難或電壓支撐能力不足的大電網關鍵節點建設新型儲能設施，提高電網安全穩定運行水平；鼓勵增量配網和智能微網等建設新型儲能設施，提高新能源消納水平。支持工業、通信、金融、互聯網等對供電可靠性要求高的電力用戶因地制宜配置新型儲能設施，提升電力自平衡能力；鼓勵黨政機關、數據中心等重要電力用戶建設一批移動式或固定式新型儲能設施，提升應急供電保障能力。鼓勵發展戶外儲能設施。
（三）重點發展大型獨立儲能電站。發揮大型儲能電站調節能力強、易于調度、方便管理等優勢，重點建設容量不低于10萬千瓦時的獨立儲能電站。存量新能源項目增配的儲能設施，原則上按照大型獨立儲能電站標準進行建設。新能源項目已配建的新型儲能設施，按照自愿原則，在具有獨立法人資格，具備獨立計量、控制等技術條件，達到相關標準規范和電力市場運營機構等有關方面要求，并接入調度自動化系統可被電網監控和調度的基礎上，可轉為獨立儲能設施。
（四）支持新能源項目租賃獨立儲能容量。鼓勵我省2021、2022年年度風光開發方案中的新能源企業采用租賃或共建共享方式配建儲能設施。支持存量新能源項目優先通過租賃大型獨立儲能電站容量實現儲備調節功能。對2023年及以后申請納入年度風光開發方案的新能源項目，租賃獨立儲能項目容量并簽訂10年以上長期租賃協議的，同等條件下優先納入。長時（超過2小時）儲能項目容量租賃給新能源項目時，可按照比例折算到2小時系統功率。儲能項目建成投產6個月后，匹配的新能源項目仍未建成的，相應的儲能容量可重新選擇新能源企業進行租賃。
三、健全市場化運營機制
（一）完善獨立儲能項目價格政策。在進入電力現貨市場前，獨立儲能項目放電、充電時，原則上分別作為發電和用電市場主體參與中長期交易。2025年年底前迎峰度冬、迎峰度夏期間，獨立儲能項目按照電網調度指令在高峰（含尖峰）時段放電的，由電網企業收購，上網電價按照當月煤電市場化交易均價的1.64倍執行；充電時，可選擇由電網企業代理購電，其各時段充電電量享受分時電價政策。獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。進入電力現貨市場后，獨立儲能電站用電電價、上網電價按照現貨市場價格及規則結算。我省規定與國家今后出臺的儲能電價政策不一致的，按照國家政策予以調整。
（二）支持獨立儲能項目參與電力輔助服務市場。獨立儲能項目參與電力輔助服務市場交易時，按照我省火電機組第一檔調峰輔助服務交易價格優先出清，調峰補償價格報價上限暫定為0.3元/千瓦時。已并網的存量新能源項目按照要求配置儲能設施并達到獨立儲能運行條件要求的，參與輔助服務分攤時給予一定減免。
（三）建立獨立儲能容量共享租賃制度。省發展改革委要按年度發布容量租賃參考價（2023年磷酸鐵鋰儲能電站容量租賃參考價不超過200元/千瓦時·年），鼓勵新能源企業和獨立儲能項目企業根據當年租賃參考價簽訂10年以上長期租賃協議。儲能項目容量在河南電力交易中心統一登記備案，容量可根據調峰需求由新能源企業在全省范圍內租賃使用。河南電力交易中心按月度組織租賃交易，交易結果作為新能源企業配置儲能容量的依據。
（四）落實用戶側儲能峰谷電價政策。儲能設施充電執行谷段電價政策，每日23時至次日7時谷段時間充電時，谷段電價按平段電價的41%執行，其中，每年1月、7月、8月、12月谷段電價按平段電價的47%執行。上述政策如有調整，按調整后的政策執行。政府性基金及附加、容（需）量電價不參與浮動。
（五）優化調度運行機制。提高獨立儲能項目調度頻次，獨立儲能項目每年調用完全充放電次數原則上不低于350次；為保障電力可靠供應和電網安全穩定，在電力供應緊張等特殊時段發揮作用的，視情況對獨立儲能電站給予適當補償。同一調度區域內，優先調度儲能配比高的新能源項目，容量比例相同的情況下優先調度儲能時長長的新能源項目。
四、加快新型儲能產業發展和技術創新
（一）促進新型儲能產業協同發展。引進培育具有自主知識產權和核心競爭力的儲能骨干企業，聚焦建鏈、補鏈、延鏈、強鏈，推動“材料—電池—終端—檢測—回收”全產業鏈協同發展。以鋰離子電池為重點，支持鄭州、洛陽、新鄉、焦作等地做大做強新能源電池核心產業，打造全國重要的新能源電池及材料研發生產基地；支持開封、許昌、三門峽、南陽、駐馬店等地立足產業基礎差異化發展，打造新能源電池特色產業集群。
（二）加強新型儲能關鍵技術研發。開展磷酸鐵鋰電池、鈉離子電池、新型鋰離子電池、鉛炭電池、液流電池、壓縮空氣、廢棄礦井（洞）儲能等儲能關鍵核心技術攻關，推動產學研用各環節有機融合，鼓勵電池頭部企業在豫設立研發機構，加快創新成果轉化，提升新型儲能領域創新能力。鼓勵設立市場化的新型儲能科技創新基金，將符合條件的新型儲能企業納入省天使風投創投基金備投項目庫，引導政府投資基金、創投基金提供股權融資支持，撬動社會資本加大對儲能前沿技術研究的投入力度，激發企業內生動力和創新活力。
（三）開展先進技術試點示范。承擔省級及以上重大科技專項的新型儲能項目配套建設的新能源項目，同等條件下優先納入年度風光開發方案。
五、完善新型儲能政策保障制度
（一）加大財政支持力度。對于新能源項目配建非獨立儲能和用戶側的非獨立儲能規模在1000千瓦時以上的儲能項目，投入使用并通過核查驗收后，省財政在下一年度給予一次性獎勵，2023年、2024年、2025年獎勵標準分別為140元/千瓦時、120元/千瓦時、100元/千瓦時。
（二）建立健全儲能金融體系。強化綠色金融政策保障，建立新型儲能項目融資對接項目庫，加大專項再貸款支持力度，引導銀行業金融機構創新專項信貸產品和服務、提供優惠利率，鼓勵融資利率參照同期專項債項目利率執行。支持電池企業創新開展儲能設備租賃業務或以設備直接入股、合同能源管理等方式參與儲能項目建設，探索多樣化商業模式。
（三）強化新型儲能項目技術監督。新型儲能項目并網驗收前要按照要求完成主要設備及系統的型式試驗、整站調試試驗，并網后要及時完成并網檢測。獨立儲能項目要接入電力調度平臺，開展在線運行監測。
（四）嚴格儲能容量配置情況考核。新能源項目投產后，配建或租賃的儲能設施未達到項目承諾水平的，按照未完成儲能容量對應新能源容量規模扣除其并網容量。配套的儲能項目晚于新能源項目建成投產的，由儲能項目企業承擔其滯后期間新能源場站發電損失。
（五）加快獨立儲能項目建設。對符合《國土空間調查、規劃、用途管制用地用海分類指南（試行）》中公用設施（供電）用地要求的儲能項目，支持其使用公用設施（供電）用地，由項目所在地按照規定辦理土地調規手續。獨立儲能項目配套電網送出工程建設事宜參照我省已出臺的新能源配套送出工程建設有關規定執行，儲能企業自建的配套送出工程建成并穩定運行后，由省電力公司及時回購。
省發展改革委要充分發揮統籌作用，省工業和信息化廳、科技廳、財政廳、自然資源廳、地方金融監管局和國家能源局河南監管辦等部門及省電力公司要按照職責分工細化政策舉措。2023年迎峰度夏前，國家能源局河南監管辦要出臺支持儲能參與電力輔助服務交易的實施細則；省電力公司要出臺獨立儲能并網接入細則和電力調度管理規范；省電力交易中心要建成投運儲能容量交易平臺，并制定儲能容量市場化交易方案。各地要完善相關配套政策，切實推動各項政策落實。
河南省人民政府辦公廳
2023年6月11日
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