为加快推动我省新型储能项目建设，促进新能源消纳，提升电力系统调节能力，推动四川新型储能行业规范健康发展， (略) 起草了《关于加快推动新型储能项目建设的通知（征求意见稿）》，现公开征求社会各界意见。

因重点工作推进需要，公开征求意见期限为：2024年12月1日至2024年12月7日。如有意见或建议，请在规定日期内，将意见建议（含修改理由）反馈 (略) (略) 。

单位意见请加盖公章书面反馈，个人意见请署名书面反馈。反馈意见可邮寄纸质 (略) (略) (略) 156号发展大厦，*@*q.com

联 系 人：沈老师

联系电话：028-#

附件：关于加快推动新型储能项目建设的通知（征求意见稿）

四 (略)

2024年11月30日

附件

关于加快推动新型储能项目建设的通知

为加快推动我省新型储能项目建设，促进新能源消纳，提升电力系统调节能力， (略) 荷储一体化发展，支撑构建新型电力系统，现就推动新型储能项目建设有关事宜通知如下。

一、加快新型储 (略)

（一）推动新型储能规模化发展。积 (略) 侧储能、稳步推进电源侧储能、灵活发展用户侧储能，力争到2027年底，全省新型储能装机规模达#千瓦，其 (略) 侧新型储能装机规模不低于#千瓦。电源侧、用户侧新型储能规模明显提升。

（二）引导各类新型储 (略) 。电网侧新型储能 (略) 域电力缺口较大、负荷峰谷差明显、电源就地支撑规模不足 (略) 。在送出输电通道不受限、新能源大规模汇集的断面，适当合 (略) 侧新型储能；送出通道（丰水期）满载、新能源规模占比较 (略) ，不宜在本 (略) 侧新型储能。在“ (略) ”等新能源资源 (略) ，结合新能源消纳利用条件，合理配建电源侧新型储能。鼓励用电量大且对供电可靠性要求高的工商业企业、 (略) 、大数据中心等电力用户，按需配建用户侧新型储能。

（三）突 (略) (略) 侧新型储能。电网侧新型储能项 (略) 成都等负荷中心，服务电力 (略) 安全稳定运行。成都负荷中心新增项 (略) (略) (略) 域， (略) (略) (略) 域，紧邻 (略) 梯次补充。宜宾、乐山、德阳等电力负荷增长快、系统调节需求强 (略) 域，因 (略) 电网侧新型储能。

二、规范项目建设管理

（一）强化项目统筹。省级能源主管部 (略) 企业在统筹电力供需形势、电力供应结构、其 (略) 等基础上，提 (略) 侧新型储 (略) 总体考虑， (略) （州）能源主管部门研究谋划项目，并按年度报送项目建议，按程序评估论证后纳入年度建设计划。

（二）规范备案管理。新型储能项目实行备案管理，各地备案机关不得违规设置备案前置条件。市（州）能源主管部门应加强备案项目信息梳理，电网侧新型储能和装机规模#千瓦及以上的电源侧、用户侧新型储能项目备案信息定期汇总报送省级能源主管部门。

（三）加快项目建设。各市（州）能源主管部门督促纳入年度建设计划的新型储能项目加快办理各项建设手续，推动项目开工建设，并定期向省级能源主管部门报送建设进度。纳入年度建设计划、为迎峰度夏（度冬）电力保供提供 (略) 侧新型储能项目，未按承诺时限开工建设，经评估论证后调出年度建设计划，依法依规将项目相关投资主体企业纳入失信名单。

三、加强政策协同支持

（一）完善配储机制。独立开发的新能源项目按要求配储，鼓励其他新能源项目合理配储。对配置新型储能（含租赁）不低于装机容量10%、时长2小时以上的新能源项目，支持在输电通道有空间的情况下优先调用，适当倾斜支持保障利用小时数。对2023年7月20日后未按要求配储、或配储容量不满足要求的新能源项目，鼓励通过租赁方式配储，租赁合同可作为新能源配储容量 (略) 的依据。本通知印发后核准、备案的装机容量不高于#千瓦的新能源项目（以单个项目计），原则上通过租赁方式配置新型储能，租赁协议不短于3年。

（二） (略) 调用。电网企业指导纳入年度建设 (略) 侧新型储能电站办 (略) 手续， (略) 调试验收，确 (略) 工程同步投产使用。电网侧新型储能电站电量纳入全省统调统分。原则上对纳入示范 (略) 侧新型储能电站每年调用完全充放电次数不低于250次，其他纳入年度建设 (略) 侧新型储能电站可参照执行。

（三）健全价格机制。 (略) 侧新型储能电站和用户侧新型储能设施充放电价格机制。优化分时电价政策，引导新型储能更好响应电力系统调峰需求。支持配建新型储能设施的工商业 (略) 企业报装时，工商业用户与配建储能设施视为同一主体，由双方协商确定基本电费计收方式。

（四） (略) 场。 (略) 侧、用户侧新型储能参与 (略) 场，充电时作为用户参与常规直购交易；放电时，电网侧新型储能放电电量参照省内燃煤火 (略) 场交易获取补偿，用户侧新型储能放电电量 (略) 电量部分不承担相应时段的分摊费用。推动新型储能参与需求侧响应、 (略) 场，获取需求侧响应补偿和辅助服务费用。加 (略) 场建设，以市场化机制推动新型储能发挥作用。

四、完善落实保障措施

（一）健全制度体系。 (略) 派出机构、省级能源主管部门、省直有关部门（单位）、电网企业等加强协同，不断完善 (略) 场、新型储能项目建设运行、新能源和新 (略) 调度及考核等相关制度，引导新型储能行业健康有序发展。

（二）加强要素保障。各市（州）能源主管部门要加强协调指导，在用地、资金保障等方面给予支持。纳入年度建设 (略) 侧新型储能优先安排使用公用设施用地或工业用地，用户侧新型储能设施用地与 (略) 、工商业企业用地统一规划。支持示范项目和纳入年度建设计划的新型储能项目，申报使用超长期特别国债、地方政府专项债等政策性开发性金融工具。

（三） (略) （州）加强政策支持。 (略) （州）结合实际出台配套支持政策，支持新型储能建设运营，出 (略) （州） (略) 侧新型储能项目优先纳入年度建设计划。

为加快推动我省新型储能项目建设，促进新能源消纳，提升电力系统调节能力，推动四川新型储能行业规范健康发展， (略) 起草了《关于加快推动新型储能项目建设的通知（征求意见稿）》，现公开征求社会各界意见。

因重点工作推进需要，公开征求意见期限为：2024年12月1日至2024年12月7日。如有意见或建议，请在规定日期内，将意见建议（含修改理由）反馈 (略) (略) 。

单位意见请加盖公章书面反馈，个人意见请署名书面反馈。反馈意见可邮寄纸质 (略) (略) (略) 156号发展大厦，*@*q.com

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四 (略)

2024年11月30日

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关于加快推动新型储能项目建设的通知

为加快推动我省新型储能项目建设，促进新能源消纳，提升电力系统调节能力， (略) 荷储一体化发展，支撑构建新型电力系统，现就推动新型储能项目建设有关事宜通知如下。

一、加快新型储 (略)

（一）推动新型储能规模化发展。积 (略) 侧储能、稳步推进电源侧储能、灵活发展用户侧储能，力争到2027年底，全省新型储能装机规模达#千瓦，其 (略) 侧新型储能装机规模不低于#千瓦。电源侧、用户侧新型储能规模明显提升。

（二）引导各类新型储 (略) 。电网侧新型储能 (略) 域电力缺口较大、负荷峰谷差明显、电源就地支撑规模不足 (略) 。在送出输电通道不受限、新能源大规模汇集的断面，适当合 (略) 侧新型储能；送出通道（丰水期）满载、新能源规模占比较 (略) ，不宜在本 (略) 侧新型储能。在“ (略) ”等新能源资源 (略) ，结合新能源消纳利用条件，合理配建电源侧新型储能。鼓励用电量大且对供电可靠性要求高的工商业企业、 (略) 、大数据中心等电力用户，按需配建用户侧新型储能。

（三）突 (略) (略) 侧新型储能。电网侧新型储能项 (略) 成都等负荷中心，服务电力 (略) 安全稳定运行。成都负荷中心新增项 (略) (略) (略) 域， (略) (略) (略) 域，紧邻 (略) 梯次补充。宜宾、乐山、德阳等电力负荷增长快、系统调节需求强 (略) 域，因 (略) 电网侧新型储能。

二、规范项目建设管理

（一）强化项目统筹。省级能源主管部 (略) 企业在统筹电力供需形势、电力供应结构、其 (略) 等基础上，提 (略) 侧新型储 (略) 总体考虑， (略) （州）能源主管部门研究谋划项目，并按年度报送项目建议，按程序评估论证后纳入年度建设计划。

（二）规范备案管理。新型储能项目实行备案管理，各地备案机关不得违规设置备案前置条件。市（州）能源主管部门应加强备案项目信息梳理，电网侧新型储能和装机规模#千瓦及以上的电源侧、用户侧新型储能项目备案信息定期汇总报送省级能源主管部门。

（三）加快项目建设。各市（州）能源主管部门督促纳入年度建设计划的新型储能项目加快办理各项建设手续，推动项目开工建设，并定期向省级能源主管部门报送建设进度。纳入年度建设计划、为迎峰度夏（度冬）电力保供提供 (略) 侧新型储能项目，未按承诺时限开工建设，经评估论证后调出年度建设计划，依法依规将项目相关投资主体企业纳入失信名单。

三、加强政策协同支持

（一）完善配储机制。独立开发的新能源项目按要求配储，鼓励其他新能源项目合理配储。对配置新型储能（含租赁）不低于装机容量10%、时长2小时以上的新能源项目，支持在输电通道有空间的情况下优先调用，适当倾斜支持保障利用小时数。对2023年7月20日后未按要求配储、或配储容量不满足要求的新能源项目，鼓励通过租赁方式配储，租赁合同可作为新能源配储容量 (略) 的依据。本通知印发后核准、备案的装机容量不高于#千瓦的新能源项目（以单个项目计），原则上通过租赁方式配置新型储能，租赁协议不短于3年。

（二） (略) 调用。电网企业指导纳入年度建设 (略) 侧新型储能电站办 (略) 手续， (略) 调试验收，确 (略) 工程同步投产使用。电网侧新型储能电站电量纳入全省统调统分。原则上对纳入示范 (略) 侧新型储能电站每年调用完全充放电次数不低于250次，其他纳入年度建设 (略) 侧新型储能电站可参照执行。

（三）健全价格机制。 (略) 侧新型储能电站和用户侧新型储能设施充放电价格机制。优化分时电价政策，引导新型储能更好响应电力系统调峰需求。支持配建新型储能设施的工商业 (略) 企业报装时，工商业用户与配建储能设施视为同一主体，由双方协商确定基本电费计收方式。

（四） (略) 场。 (略) 侧、用户侧新型储能参与 (略) 场，充电时作为用户参与常规直购交易；放电时，电网侧新型储能放电电量参照省内燃煤火 (略) 场交易获取补偿，用户侧新型储能放电电量 (略) 电量部分不承担相应时段的分摊费用。推动新型储能参与需求侧响应、 (略) 场，获取需求侧响应补偿和辅助服务费用。加 (略) 场建设，以市场化机制推动新型储能发挥作用。

四、完善落实保障措施

（一）健全制度体系。 (略) 派出机构、省级能源主管部门、省直有关部门（单位）、电网企业等加强协同，不断完善 (略) 场、新型储能项目建设运行、新能源和新 (略) 调度及考核等相关制度，引导新型储能行业健康有序发展。

（二）加强要素保障。各市（州）能源主管部门要加强协调指导，在用地、资金保障等方面给予支持。纳入年度建设 (略) 侧新型储能优先安排使用公用设施用地或工业用地，用户侧新型储能设施用地与 (略) 、工商业企业用地统一规划。支持示范项目和纳入年度建设计划的新型储能项目，申报使用超长期特别国债、地方政府专项债等政策性开发性金融工具。

（三） (略) （州）加强政策支持。 (略) （州）结合实际出台配套支持政策，支持新型储能建设运营，出 (略) （州） (略) 侧新型储能项目优先纳入年度建设计划。