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摘要：6月5日，广东省发改委、广东省能源局发布《广东省促进新型储能电站发展若干措施》，主要从拓展多元化应用、强化政策支持、健全运营调度机制、规范项目建设管理、强化协调保障等五个方面提出25条措施。

其中最重要的一点是：用户侧储能项目使用产品经认定符合先进优质产品标准规范的，其储能设施用电量单独计量，电价参照全省蓄冷电价政策执行。根据《关于蓄冷电价有关问题的通知》（粤发改价格函〔2017〕5073号文），广东省蓄冷电价采用峰平谷的方式，以用户对应电价类别的平段电价为基础，峰平谷电价比例为1.65:1:0.25。

蓄冷电价就全国普遍而言，均执行平段与谷段比例1:0.5，而广东省蓄冷电价采用峰平谷1.65:1:0.25。低谷期电价属于全国最低，峰谷差最大。

众所周知，峰谷价差套利是用户侧储能最重要的商业模式，电价参照蓄冷电价政策执行，无疑是对广东用户侧储能产业发展起到至关重要的作用，堪称最强用户侧储能支持政策。

截止目前，我国大部分省区并未出台针对冰蓄冷的单独电价政策，出台单独冰蓄冷电价政策的省份主要包括广东省、江苏省、安徽省、河北南网、天津市、海南省等。

一、政策背景

新型储能产业市场广阔、发展潜力巨大，发展新型储能电站是提升能源电力系统调节能力、综合效率、安全保障能力和支撑新型电力系统建设的重要举措，是实现碳达峰碳中和目标的重要领域。广东省委、省政府高度重视新型储能产业发展，多次召开专题会议研究部署，要求充分认识战略机遇，积极发展、务求实效，将新型储能产业打造成为我省“制造业当家”的战略性支柱产业。根据《广东省推动新型储能产业高质量发展的指导意见》，结合全省新能源规划、用户侧储能发展、电力市场机制建设、储能项目规范管理等实际情况，深入调研并广泛听取各地市政府、行业协会、研究机构、储能企业等意见，制定《广东省促进新型储能电站发展若干措施》（下称《若干措施》）。

二、重点措施

一是拓展多元化应用。

在新型储能电站应用场景拓展方面，提出9项重点措施：推进新能源发电配建新型储能，我省新增的海上风电项目、集中式光伏电站、陆上集中式风电项目需按照不低于发电装机容量的10%、时长1小时配置新型储能，后续根据电力系统相关安全稳定标准要求、新能源实际并网规模等情况，调整新型储能配置容量。规划引导独立储能合理布局，在新能源大规模汇集而消纳受限、电力需求波动大、输电走廊和站址资源紧张等区域规划布局独立储能电站。持续提升火电联合储能调节能力，继续支持火电机组联合新型储能电站参与调频、备用等辅助服务市场交易。大力鼓励用户侧储能发展，支持工商业企业、产业园区等配建新型储能电站。积极推进虚拟电厂建设，推动新型储能电站与工业可控设备负荷、充换电设施、分布式光伏等资源聚合应用，在广州、深圳等地开展虚拟电厂试点，逐步培育形成百万千瓦级虚拟电厂响应能力。加强抗灾保障新型储能建设，依托全省坚强局部电网，在沿海强风区的7个地市中心城区和26个县区中心区规划建设新型储能，针对政府、医院等重要电力用户建设新型储能作为应急备用电源。探索打造“风光储”微电网，结合风电、光伏发电等开发，按需配置新型储能，打造海岛、农村分布式“风光储”智能微电网。大力推动新型储能技术创新试点示范。建设省新型储能制造业创新中心，加快推进产学研用协同示范基地和规模化实证基地建设。促进新型储能与新型基础设施共享融合发展，加快推进新型储能电站与大数据中心、5G基站、数字电网等融合应用，在广州、深圳等城市探索规模化车网互动。

二是强化政策支持。

在新型储能电站价格机制、要素保障、金融支持等方面，提出5项支持政策：鼓励先进产品示范应用，用户侧储能项目使用产品经认定符合先进优质产品标准规范的，其储能设施用电电价参照全省蓄冷电价政策执行（即峰平谷比价由1.7：1：0.38调整为1.65：1：0.25，峰谷价差比值由4.47倍调整为6.6倍）。完善市场价格机制，根据电力供需实际情况动态调整峰谷价差，合理设置电力中长期市场、现货市场价格上下限。强化要素保障，优先安排项目用地，简化规划选址、环评、节能审查各环节手续。强化金融支持，支持使用政策性开发性金融工具和纳入绿色金融支持范围，鼓励各地市结合实际给予财政扶持。建立激励机制，对于落实配置储能电站要求的新能源发电企业，在风光资源竞争性配置、项目立项、项目并网、调度运行、电力辅助服务补偿考核等方面予以优先考虑；根据用户配置储能容量比例，在实施需求响应时予以适当支持。

三是健全运营调度机制。

坚持市场机制运行，在市场体系和调度运行等方面，提出2项措施：推进新型储能参与电力市场，落实《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》。优化调度运行机制，建立健全以市场化方式为主的新型储能电站调度运行机制。

四是规范项目建设管理。

针对项目备案、建设、并网等方面，提出5项措施：规范项目管理，项目实行备案管理，各市制定年度建设计划。优化并网接入，完善配套接网工程项目建设管理流程，电网企业应简化并网流程，提供并网服务指引和管理规范，做好并网调试验收等涉网服务。提高项目建设质量，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。强化安全生产监管，落实企业安全生产和消防安全主体责任，做好产品设施全生命周期监管，定期开展设备运维和系统健康状态评估、涉网性能检测，建立健全消防安全责任制和消防安全管理制度，落实各项消防要求措施。规范项目退出管理，在项目达到设计寿命或安全运行状况不满足相关技术要求时，应及时实施项目退役。

五是强化协调保障。

主要包括加强组织领导、加强协同监管、促进行业自律和建立信息化监管平台4项措施。