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为贯彻落实国家发展改革委 国家能源局关于《“十四五”新型储能发展实施方案》（发改能源〔2022〕209号）要求，结合《青海省国家储能发展先行示范区行动方案（2021-2023年）》、《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》（青发改能源〔2021〕26号），开发区加快推进储能产业聚集区的建设，在锂电储能与光伏产业协同发展的同时，充分与国网电力公司合作，发挥储能调峰效能等方面，推动我市新型储能规模化、产业化、市场化发展，助力新型电力系统示范中心城市建设。现结合实际，制定本方案。
一、电能结构现状
截止2023年8月底，青海省电力总装机4767万千瓦，其中水电1261万千瓦,占比26.45%;新能源3059.3万千瓦，占比64.17%;火电397万千瓦，占比8.33%;其他51.8万千瓦，占比1.05%。
（一）电力供需状况
2023年1-8月全省发电量669.8亿千瓦时，同比减少1.6%，全社会用电量663亿千瓦时，同比增长10.13%。主要用电负荷增长点以西宁晶硅高技术产业和海西新兴产业的第二产业用电。西宁经济技术开发区各园区用电量290亿千瓦时，其中东川15.7亿千瓦时，南川67.6亿千瓦时，甘河206.2亿千瓦时，生物园0.5亿千瓦时。开发区负荷增长以南川工业园区晶硅产业集群为代表，今年陆续投产的泰丰先行、青海丽豪(二期)、晶科能源(二期)、天合光能青海基地等大用户，新增电力负荷约 85万千瓦。根据电量平衡测算缺口约15-17亿千瓦时，全部通过中长期交易及短期购电解决，高峰期省间互济比较困难。
（二）电能结构状况
水电方面，2023年1-8月黄河公司干流梯级电站累计发电量254亿千瓦时，受来水持续偏枯影响，同比减少20.6%。
新能源方面，今年1-8月光伏发电量192.5亿千瓦时，同比增长11.01%;风力发电量115.3亿千瓦时，同比增长4.4%。
火电方面，今年1-8月发电量104.7亿千瓦时，同比增涨13.07%。省内第三监管周期输配电价于今年6月执行，火电20%涨幅在全省电力用户传导。
外购电方面，2022年以来，青海电力供需呈现季节性缺电转变为全年缺电的形势，受诸多因素的影响，青海电网持续增加组织外购电量，1-8月已采购外购电量累计110亿千瓦时，预计2023年外购电量突破200亿千瓦时，至“十四五”末外购电量突破400亿千瓦时。以火电为主的外购电量使工业碳排放和电力用户电价持续上升，将产生严重影响。
二、储能产业发展状况
（一）产业发展现状
开发区作为全省锂电产业发展的重要承载地，重点引进弗迪电池、时代新能源、泰丰先行等一批锂电池及关键材料生产企业，拥有动力及储能电池32.5吉瓦时（在建产能5吉瓦时）、正极材料2.3万吨，陆续投产16万吨、隔膜1.5亿平方米（在建产能4.5亿平方米）、壳体3500万套（在建产能3000万只）等产能规模，形成了正极材料、隔膜、电芯、电池、铜箔、壳体相对完整的锂电产业链。
（二）储能应用现状
青海省已并网电化学储能37.6万千瓦/51.1万千瓦时，在建电化学储能18.5万千瓦/37万千瓦时、压缩空气储能(集成)示范项目20万千瓦/80万千瓦时，均在海西、海南地区。首批建设的海南哇让、格尔木南山口抽水蓄能电站预计至“十六五”初并网发电。
（三）储能规划状况
“十四五”储能规划中，新型储能将实现从商业化初期向规模化发展转变，技术创新能力逐步提高，产业体系进一步壮大，综合考虑我省电力安全供应、系统调节能力、电网和用户需求等情况，新增电化学储能超过600万千瓦，规划建设抽水蓄能1870万千瓦，“十五五”新型储能电站规模进一步扩大，达到1470万千瓦，抽水蓄能规划建设4170万千瓦，光热电站规划建设120万千瓦，有效支撑新增新能源电力调峰需求。
三、储能产业发展趋势
至十四五末，随着锂电池成本持续降低，以锂电为主的多元化储能是我省最适合推广的储能技术路线，也是解决我省电力供需平衡和削峰填谷的压舱石。根据新型储能科研技术的发展，应适度发展资源富裕、安全可靠性高、生命周期长的钠离子电池、全钒液流电池以及重力、压缩空气、飞轮等物理储能，协调互济形成完整的储能产业体系。
2030年以后，大批量电化学储能将迎来“退役潮”，电池回收面临巨大的环保压力，省内抽水蓄能电站陆续建成投运，尚不能有效解决我省电力季节性、昼夜性供需平衡矛盾，储能绿色技术转型势在必行。随着未来氢能制、产、输、储、用和氢能发电、氢燃料电池技术的进一步成熟，将会重塑能源结构，解决风光大基地新能源消纳、工业减排等问题。因此，布局发展制氢设备制造和绿氢产业将是开发区未来中长期发展的目标。
四、重点工作内容
（一）完善配套政策
围绕解决储能电站价格机制、交易机制、建设机制、调控机制、政策导向等方面的难点堵点，创新政策支持力度，支持示范项目优先接入、优先调度、优先消纳，原则上年调用完全充放电次数原则上不低于365次，交流侧效率不低于85%、放电深度和电站可用率不低于90%，制定新型储能作为独立市场主体参与中长期交易的机制和电价机制；积极开展储能机制课题研究工作，探索储能调峰、调频等辅助服务市场、现货市场的技术标准，以市场化为导向，促进多元化储能应用场景健康有序发展。
（二）推动重点项目落地
重点推动300兆瓦重力储能项目和短时高频储能组装项目在南川工业园区落地建设，同时加快推进海南州源网荷储一体化项目的1吉瓦时储能规划工作、南川园区尧滩330千伏输变电站建设及负荷侧1.5吉瓦时储能规划工作。
（三）引领示范性项目建设
发挥政府的引导作用，利用产业集群优势、成本优势，构建市级统一储能管理平台，成立青海绿色储能发展有限公司，先行先试开展行政企事业单位、一般工商业储能应用（含应急保障电源），同时鼓励通信行业三大运营商4G/5G基站UPS（不间断电源）备用电源、大数据产业采用本省储能产品，通过示范应用带动技术进步和产业升级，逐步扩大至工业领域。
（四）加大精准招商力度
开发区充分发挥现有的储能产业优势，制定产业链招商图谱、路线图，细化招商目标企业清单，面向锂电池储能、钠离子储能、电池辅材、电池回收、制氢装备、输氢管道、高压储氢罐等产业领域和关键环节，吸引优质新型储能项目在西宁落地建设。
（五）提升储能产业能级
加快建设泰丰先行、弗迪电池等重大项目，重点发展前驱体材料、磷酸铁锂、新型硅基负极材料、电解液用高纯碳酸脂溶剂和六氟磷酸锂溶质、高破膜高粘结性功能隔膜等锂电池关键材料和聚合物锂离子电池、固态电池等，引进布局储能系统集成及储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）、温控系统等关键环节配套项目，建设国内产业链完整的锂电储能产业集群，打造西北储能系统集成基地，推进光伏+储能一体化、绿氢制氨+复合肥一体化、绿氢合成甲醇+绿色交通一体化发展。
到2025年，新型储能产业集群产值力争达到700亿元，全市储能电池总产能力争达到150GWh，全市新型储能装机规模力争达到100万千瓦。
到2030年，新型储能产业集群产值力争达到1000亿元，全市储能电池总产能力争达到200GWh，全市新型储能装机规模力争达到300万千瓦。助力构建新型电力系统示范中心城市建设，全面支撑能源领域双碳目标。
（六）鼓励企业创新技术
落实电池生产企业研发费用申请优惠政策，鼓励我市储能电池制造企业在钠离子电池、固态电池、全钒液流电池和氢储能等新领域加大研发投入力度，前瞻布局新一代储能技术及装备。支持企业创建制造业创新中心、工程技术研究中心等产业创新载体，提升新型储能领域技术研发、技术孵化、技术应用推广等能力。
（七）建设多元化新型储能项目
充分利用现有产业基础优势，加快开展新型储能电站规划研究，结合西宁市构建新型电力系统示范中心城市，在大规模应用和推广锂电储能的同时，加大钠离子电池、全钒液流电池以及重力、压缩空气、飞轮等物理储能等新型储能技术研发和应用，积极探索商业化发展模式，逐步降低储能建设、运营成本，以丰富的应用场景和市场需求推动储能产业高质量发展，推动常规电源和新能源有机融合，推进储能在电源侧、用户侧和电网侧等场景应用，通过创新交易机制鼓励用电大户在用户侧建设新型储能电站。
五、保障措施
（一）加强组织领导
充分发挥建设新型电力系统示范城市工作领导小组作用，强化部门协作和上下联动，协调解决新型储能产业发展中的重大事项和重点工作，形成工作合力。建立健全常态化联系和服务机制，成立市级推动新型储能产业发展工作专班，定期召开新型储能相关产业工作会议，推动产业高质量发展。组建新型储能专家咨询小组，在产业发展方向、项目引进落地等问题上开展调查研究、提供咨询建议。
（二）加大政策支持
编制出台推进新型储能产品产业高质量发展的若干措施，推动整合人才、资金、产业等相关政策向新型储能发展适度倾斜，对示范性项目在财政预算内给予一定支持。提高储能产业创新力量和先进制造水平，优化构建储能商业模式。出台新型储能电站项目推荐布局实施方案，引导新型储能电站项目有序建设，支持新型储能产业高质量发展。
（三）强化人才支撑
加强新型储能产业人才开发路线图研究，依托青海省储能实验中心组建西宁市新型储能将技术实验联盟，加大储能领域科技领军人才、创新和管理团队、产业技术人才引育力度。推动青海大学等高校与新型储能企业开展产教融合培育人才，将新型储能产业创新人才作为重点支持方向。积极引导企业联合职业学校、技工院校开展招生即招工的“校企双制”技工培养及职业技能培训，加强校外实训基地建设。
（四）建立工作推进机制
各负责部门要密切协同配合，有力推进工作落实，每两月召开工作推进沟通会议，交流近期相关工作推进情况，研究部署下一步工作等，相关部门共同协商，确保畅通工作各环节，重点定向报送新型电力系统示范中心城市建设领导小组，全力推动各项工作开展落实。
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