文丨宁夏发改委

今年7月31日发布意见稿对比，此次发布的正式稿做了多处调整：

意见稿中“严格执行新备案项目电网接入意见有效期一年规定”，改为了“备案超过两年”未开工或办理其他手续的自动失效。

在提升容量租赁比例方面，从意见稿的“支持容量（功率×时长）超过电化学储能容量2倍及以上的长时、安全、高效储能建设”，改为“支持时长超过4小时及以上的大容量（功率×时长）、安全、高效储能建设”。

正式文件删去了关于“签订多年（3年及以上）储能租赁，增加优先发电计划安排”的表述。

同时，增加了关于“落实储能生产安全责任”的条款要求。

严格执行弃电优先控制，正式稿强调了“增量新能源项目应在首次并网前完成储能配置工作”。其余要求和此前的要求相同，包括：配储租赁到期后未续租的，视同不满足配储要求，不予调用；存量新能源项目（2021年12月31日前并网）未配储或配储租赁到期后未续租的，在新能源消纳困难时优先弃电至装机容量的10%。并网新能源项目未配储时间超过30天的，重新续租或自建时，按原配储比例2倍规模配置（时长不变）。

正式文件及征求意见稿原文如下：

自治区发展改革委关于促进储能健康发展的通知

宁发改能源（发展）〔2024〕816号

各市、县（区）发展改革委（局）、宁东管委会经济发展局，国网宁夏电力有限公司、各相关企业：

为了促进储能项目建设，丰富储能运营方式、发挥储能调节作用、保障新型储能合理高效利用，按照国家发展改革委、国家能源局《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196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行的通知》（发改办运行〔2022〕475号）有关要求，结合自治区储能发展实际，进一步明确新型储能市场地位，引导行业健康发展，现将有关事项通知如下。

一、优化储能项目布局。自治区能源主管部门会同国网宁夏电力公司结合我区实际，研究制定独立储能电站规划布局指引，在新能源富集地区、负荷中心地区、接入条件较好地区合理划定推荐区域，县区备案部门根据储能项目规划布局指引，指导优化储能项目备案选址。

二、优化储能项目管理。各县区及时评估“备而未建”储能项目的建设条件，备案超过两年未开工建设的或者未办理任何其他手续的，其备案文件自动失效，定期清理备案文件失效、接入意见逾期的项目，为增量项目释放电网接入资源。

三、严格执行弃电优先控制。增量新能源项目应在首次并网前完成储能配置工作，国网宁夏电力公司核实储能配置规模后予以并网；2022年1月1日后并网的新能源项目在配储租赁到期后未续租的，视同不满足配储要求，不符合并网条件，不予调用。存量新能源项目（2021年12月31日前并网）未配储或配储租赁到期后未续租的，在新能源消纳困难时优先弃电至装机容量的10%。并网新能源项目未配储时间超过30天的，重新续租或自建时，按原配储比例2倍规模配置（时长不变）。

四、提升容量租赁比例。鼓励储能企业加大研发投入，特别是在提高系统效率、降低成本方面推动新技术创新及应用。支持时长超过4小时及以上的大容量（功率×时长）、安全、高效储能建设，新能源企业与该类储能签订租赁合同时，按其功率的1.2倍折算配储规模。

五、完善电力市场机制。现货市场连续运营前，独立储能参与中长期电能量市场的，可同步享受调峰辅助服务收益，中长期电能量合同按照自治区出台的电力交易有关规定执行，调峰价格按西北能源监管局和自治区发展改革委出台文件为准。现货市场连续运行后，储能可参与现货电能量交易及调频辅助服务交易，推动建立储能容量补偿机制，支持储能产业健康平稳发展。

六、完善储能结算机制。独立储能损耗电量承担输配电价（免收基本电费）、系统运行费、上网环节线损费用和政府性基金及附加，上网电量对应的下网电量不承担上述费用。下网无功电量执行功率因数调整电费。参与中长期电能量市场前，上下网电量执行火电基准电价；参与中长期或现货市场后，上下网电量执行电能量市场交易价格。

七、落实储能生产安全责任。有关电力企业要严格落实《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）和储能电站所在县区各职能部门安全工作要求，强化储能电站安全运行责任主体，树牢安全意识，各县区要加强对储能项目实施效果评估。

各地、各有关部门、单位，按照本通知细化政策举措，抓好工作落实，执行中遇到具体情况，及时与自治区发展改革委沟通，以确保自治区储能产业健康有序发展，为新型电力系统建设发挥有力支撑。

本通知自印发之日起施行，执行期间，国家有新规定的，从其规定。

宁夏回族自治区发展改革委

2024年11月4日

（此件公开发布）

自治区发展改革委关于促进储能健康发展的通知（征求意见稿）

为了促进储能项目建设，丰富储能运营方式、发挥储能调节作用、保障新型储能合理高效利用，按照国家发展改革委、国家能源局《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196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行的通知》（发改办运行〔2022〕475号）有关要求，结合我区储能发展实际，进一步明确新型储能市场地位，引导行业健康发展，现将有关事项通知如下。

一、优化储能项目布局。国网宁夏电力公司结合我区电网实际，研究制定独立储能电站规划布局指引，在新能源富集地区、负荷中心地区合理划定推荐区域，县区备案部门根据储能项目规划布局指引，指导优化储能项目备案选址。

二、优化储能项目管理。组织各县区及时评估“审而未建”储能项目的建设条件，对备案项目进行排查，清理一批接入意见逾期的项目，严格执行新备案项目电网接入意见有效期一年规定，为增量项目释放电网接入资源。

三、严格执行弃电优先控制。增量新能源项目（2022年1月1日后并网）配储租赁到期后未续租的，视同不满足配储要求，不符合并网条件，在重新完成配储前暂停调用。存量新能源项目（2021年12月31日前并网）未配储或配储租赁到期后未续租的，在新能源消纳困难时优先弃电至装机容量的10%。并网新能源项目未配储时间超过30天的，重新续租或自建时，按原配储比例2倍规模配置（时长不变）。

四、奖励优先发电计划。新能源场站通过容量租赁配储的，租赁合同期限原则上不低于1年。自建或签订多年（3年及以上）租赁合同的新能源场站，增加优先发电计划安排。

五、提升容量租赁比例。支持容量（功率×时长）超过电化学储能容量2倍及以上的长时、安全、高效储能建设，新能源企业与该类储能签订租赁合同时，按其功率的1.2倍折算配储规模。

六、完善电力市场机制。现货市场连续运营前，在储能参与中长期电能量市场的同时，可同步享受调峰辅助服务补偿，中长期电能量合同按照“照付不议、偏差结算”的原则结算，调峰价格按西北能源监管局和我委出台文件为准。现货市场连续运营运行后，储能可参与现货电能量交易及调频辅助服务交易，推动建立储能容量补偿机制，鼓励储能产业健康平稳发展。

七、完善储能结算机制。独立储能损耗电量承担输配电价（免收基本电费）、系统运行费、上网环节线损费用和政府性基金及附加，上网电量对应的下网电量不承担上述费用。下网无功电量执行功率因数调整电费。参与中长期电能量市场前，上下网电量执行火电基准电价（0.2595元/千瓦时）；参与中长期或现货市场后，上下网电量执行电能量市场交易价格。调峰、调频等辅助服务补偿价格执行国家及自治区相关规则。

各地、各有关部门，要按照本通知细化政策举措，抓好工作落实，执行中遇到特殊情况，及时与我委沟通，以确保我区储能产业健康有序发展，为新型电力系统建设发挥有力支撑。