关于印发《黑龙江省促进新型储能高质量 发展的若干措施》的通知

黑龙江省发展和改革委员会文件

 黑发改新能源〔2024〕227号

 关于印发《黑龙江省促进新型储能高质量

发展的若干措施》的通知

各市(地)发展改革委、中省直有关单位、省电力公司：

为推进我省新型储能高质量发展，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》《新型储能 项目管理规范(暂行)》等文件精神，制定了《黑龙江省促进 新型储能高质量发展的若干措施》。现印发给你们，请抓好贯彻

落实。

联系人：省发展改革委新能源处王健

联系电话：82627638

附件：黑龙江省促进新型储能高质量发展的若干措施

黑龙江省发展和改革委员会

    2024年5月6日

附件

黑龙江省促进新型储能高质量发展的若干措施

为推进我省新型储能高质量发展，建立完善相关市场机制、 价格机制和运行机制，提升新型储能利用水平，引导行业健康发 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》(发改能源规〔2021〕1051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)、 《新型储能项目管理规范(暂行)》(国能发科技规〔2021〕47

号)等文件精神，结合我省实际，制定如下配套措施。

一、推动新型储能规模化发展

(一)推进新能源项目配置新型储能设施。2022年及以后我 省新建集中式市场化并网的新能源项目，按照不低于发电装机容 量的10%、时长不低于2小时配置储能，建设系统友好型新能源 电站。采取自建或通过租用、购买、共建等方式配储，配置新型 储能电站投产时间应不晚于项目本体首次并网时间。鼓励已并网 存量新能源项目配置新型储能。探索分布式光伏配置一定比例和 时长的新型储能，提升分布式光伏的消纳和并网友好性。(责任

单位：省发展改革委、省电力公司)

(二)重点发展电网侧储能。加强政策引导，支持各类投资

主体在电网关键节点、薄弱区域建设独立新型储能电站，提高电 网安全稳定运行水平。鼓励新能源配建储能按照共建共享的模式 在专用站址建设独立新型储能电站。独立新型储能电站建设功率

不低于5万千瓦、时长不低于4小时，鼓励发展大容量长时储能。

(责任单位：省发展改革委、省电力公司)

(三)灵活发展用户侧储能。充分利用峰谷分时电价等机制， 鼓励企业用户和产业园区按需配置新型储能设施，缓解电网高峰 供电压力。大力推进5G 基站、数据中心、充换电设施、电动汽 车等储能多元化应用。支持聚合利用不间断电源、充电设施、蓄 热式电供暖等分散式储能设施，探索智慧能源、虚拟电厂等多种 商业模式。( 责任单位：省发展改革委、省科技厅、省工信厅、

省商务厅、省通信管理局、省电力公司)

(四)鼓励电源侧储能转换为独立储能。按照自愿原则，新 能源项目以配建形式存在的新型储能项目，在具备独立计量、控 制等技术条件，达到相关标准规范和电力市场运营机构等有关方 面要求，并接入调度自动化系统可被电网监控和调度的基础上， 可转为独立储能项目。按照《国家发展改革委国家能源局关于推 进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》(发改能源 规〔2021〕280号)有关要求，涉及风光水火储多能互补一体化 项目的储能，原则上暂不转为独立储能。( 责任单位：省发展改

革委、省电力公司)

(五)支持储能技术多元化应用。推动锂离子电池等相对成

熟新型储能技术规模应用，支持钒液流电池、钠离子电池、固态 锂离子电池应用，以及重力储能、压缩空气储能、飞轮储能等新 型储能电站试点示范。开展多种储能技术联合应用复合型储能试 点示范，推动大容量、中长时间尺度新型储能电站试点示范。(责

任单位：省发展改革委、省科技厅、省工信厅、省电力公司)

二、 健全新型储能管理机制

(六)引导独立储能合理布局。独立储能按照合理布局、按 需建设的原则，基于全省新能源规划布局，重点在新能源大规模 汇集地区、系统调峰压力大、电网输电走廊和站址资源紧张等区 域布局建设。定期测算分地区储能建设规模需求，合理确定储能 区域布局和投运时序，引导各类社会资本参与投资建设。(责任

单位：省发展改革委、省电力公司)

(七)加强项目备案管理。新型储能电站项目实行属地备案 管理，由属地能源主管部门依据投资有关法律法规、配套制度进 行备案，项目备案情况并按月汇总报送所在市(地)能源主管部 门、省能源主管部门和国家能源局派出机构。各属地能源主管部 门督促备案新型储能项目业主单位加快办理完成各项建设手续， 推动项目及时开工建设。( 责任单位：各县(市、区)发展改革

局、省电力公司)

(八)优化并网接入服务。 电网企业按照“简化手续、提高 效率”的原则明确并网接入、调试验收流程与工作时限，公平无

歧视为新型储能项目提供电网接入服务，鼓励对用户侧储能提供

“一站式”服务。独立新型储能项目的接入电网工程由电网企业 投资建设，统筹开展电网规划和建设，确保进度匹配、同步投产。 经电网企业与新型储能电站单位双方协商后，允许新型储能电站 项目单位投资建设配套接网工程。( 责任单位：省发展改革委、

省电力公司)

(九)提高项目建设质量。新型储能电站要严格按照国家和  行业有关标准要求开展电站设计、建设、安装、竣工验收和运营， 大力推动科技创新和管理创新，降低建设成本和运行费用。电化  学储能电站应选用技术成熟、安全性能高的电池，原则上不得选  用梯次利用动力电池。( 责任单位：省发展改革委、省电力公司、

新型储能电站企业)

(十)强化安全生产监管。各地市政府要落实属地管理责任， 加强新型储能建设、运行安全监管，督促项目单位严格落实《国 家能源局综合司关于加强电化学储能电站安全管理的通知》(国 能综通安全〔2022〕37号)要求。各地能源主管部门在实施新型 储能电站项目备案时，要同时下达电力项目安全管理和质量管控 事项告知书，明确项目需要履行的相关责任和义务。国家能源局 派出机构负责新型储能项目施工和安全生产等监督管理。住建部

门依法开展新型储能电站消防设计审查、消防验收、备案工作。

应急管理、消防部门指导新型储能电站应急预案编制及演练工作， 消防部门依法对项目单位遵守消防法律、法规的情况进行监督检

查，严格督促项目单位做好消防隐患整改。(责任单位：省住建

厅、省应急管理厅、省消防救援总队、省发展改革委、省电力公

司)

三、 完善新型储能市场机制

(十一)明确市场主体地位。推动新型储能参与各类电力市 场交易，独立储能电站可作为独立市场主体参与电力中长期、辅 助服务市场交易，电源侧储能电站联合发电企业作为整体参与电 能量市场、辅助服务市场交易，用户侧储能电站联合电力用户作 为整体参与电能量市场、需求响应市场交易。待我省电力现货市 场正式启动运行后，逐步推动储能项目参与电力现货市场交易。 市场交易规则遵照相关文件执行。 ( 责任单位：省发展改革委，

省电力公司)

(十二) 健全独立新型储能价格机制。在电力现货市场正式 运行前，独立新型储能充电时作为电力用户，用电价格暂执行工 商业用电价格，可参照电力用户直接参与市场交易或由电网企业 代理购电，执行峰谷分时电价、功率因数调整电费政策；放电时 作为发电企业，上网电价暂执行我省燃煤发电基准价。独立新型 储能电站向电网送电，其相应充电电量不承担输配电价、系统运 行费、上网环节线损费用和政府性基金及附加。在电力现货市场 正式运行后，参与现货市场的独立新型储能，按照相关市场规则

形成充放电价格。 ( 责任单位：省发展改革委、省电力公司)

(十三) 适时优化峰谷电价政策。优化峰谷分时电价政策，

根据我省电力负荷或净负荷特性变化等情况，适时调整峰谷分时

电价时段、扩大峰谷电价价差，为新型储能发展创造盈利空间。

(责任单位：省发展改革委、省电力公司)

(十四)支持参与电力辅助服务市场。独立储能电站可参与 电力辅助服务市场交易，相关要求及补偿方式按照《东北电力辅 助服务市场运营规则》要求执行。(责任单位：省发展改革委、

国家能源局东北监管局、省电力公司)

(十五)建立容量租赁机制。鼓励新型储能电站通过租赁、 出售等市场化方式获得收益，相关价格和费用由各投资主体自主 协商确定。长时(超过2小时)储能项目容量配置给新能源项目时， 可按比例折算到2小时系统功率，租赁给新能源项目。储能容量 在全省范围内共享使用，新能源企业租赁的储能容量视同企业配 建的容量，租赁期一般不低于5年，鼓励签订与新能源项目全寿 命周期相匹配的租赁协议或合同。(责任单位：省发展改革委、

省电力公司)

(十六)加强新型储能调度运行管理。 电力调度机构要完善 储能调度运行规程，优化调度运行机制，保障各类储能能够公平 合理利用。提高独立新型储能电站调度频次，每年调用完全充放 电次数原则上不低于150次或年利用小时数不低于600小时。在电 力供应紧张、电网事故处理等特殊时段，电力调度机构可对新型 储能电站采取应急调度的方式，保障电力可靠供应和电网安全稳 定运行。新型储能电站要服从调度指挥，加强设备运行维护，确

保随时能够按照调度指令组织生产运行。( 责任单位：新型储能

电站企业、省电力公司)

本措施自印发之日起实施，并根据我省新型储能项目发展情 况和国家、省政策变化适时调整。我省规定与国家今后出台有关

政策不一致的，按照国家政策执行。