浙江杭州发改委：储能项目管理规范尚有缺项、电网侧储能收益不明确...

10月17日，浙江杭州市发改委发布市政协十二届三次会议367号提案的答复。文件提出，当前目前储能建设存在的困难。包括储能项目管理规范尚有缺项。目前，除电网侧储能由电力质监机构进行质量监督外，其他项目建设监管存在盲区。

并且，电网侧储能收益不明确。省内电力现货交易、辅助服务等市场均没有开放，电网侧储能项目无法参与市场化交易

最后，储能高速发展与局部电网不匹配。新能源及储能项目立项后建设周期短，若与电网规划时序不匹配将导致无法接入，此外，同一时段项目过于集中将导致局部电网无法消纳，产生排队并网或弃电现象。

原文如下：

杭州市发改委关于市政协十二届三次会议367号提案的答复

贵单位在市政协十二届三次会议上提出的《关于加快“共享储能”设施建设，降低全市用能成本的建议》（第367号）收悉。经我委主办，市委金融办、市科技局、国网杭州供电公司会办，现答复如下：

共享储能建设，一端联着能源保障，一端联着产业发展，有助于提高储能利用率，降低储能电站成本，优化储能容量配置，也有助于促进新型储能设施与电力系统各环节深度融合发展，切实推动源网荷各端储能能力全面释放，支撑能源领域碳达峰目标如期实现。

一、全市新型储能项目建设发展情况

杭州市新型储能项目以电化学储能为主。2021年以来，随着电力系统对调节能力需求提升、储能项目单位建设成本大幅下降，新型储能从试点示范步入规模化发展阶段。截至2024年7月，杭州市累计建成新型储能项目208个，装机规模66万千瓦（其中电网侧储能47万千瓦），排名全省第一。在建和拟建项目110个，装机规模47万千瓦（其中电网侧储能25万千瓦）。此外，尚有部分储能项目正在积极向省能源局申报纳规。

二、已开展的工作

（一）全力推进电网侧储能项目建设。

共享储能是通过对既有新型储能资源的科学分配和调度，实现资源的最优配置和储能项目的合理收益，其基础是可以用来分配的新型储能资源。电源侧和用户侧储能都有特定服务对象，也具有较为清晰的收益模式，不适合作为共享储能资源。电网侧储能项目是最为有效的共享储能资源。杭州市正在大力推进电网侧储能项目建设，目前已纳入浙江省“十四五”储能发展规划的项目共12个，总装机容量67.5万千瓦，排名全省第一，占比达到35%。2024年7月底已并网47万千瓦，超额完成省下达的目标任务。今夏，杭州市电网最高负荷历史首次突破2200万千瓦大关，最大缺口达150万千瓦-200万千瓦。面对“十四五”以来最为严峻的持续高温天气，新型储能充分发挥了顶峰调峰作用，共调用用户侧储能8万千瓦、电网侧储能40万千瓦，有效支撑了电力迎峰度夏。

（二）积极探索共享储能模式。

浙江省能源局2023年9月印发了《关于做好新能源配储工作推动新能源高质量发展的通知》，提出新能源发电项目配置新型储能宜以共建租赁方式为主，自建方式为辅。杭州市发改委也于2024年7月印发了《杭州市新能源配储指导意见》，明确风电、集中式光伏等新能源发电项目可采用租赁、共建或项目自建等方式配置新型储能，配置宜以租赁方式为主，共建、自建方式为辅。积极推动电网侧储能项目与大型可再生能源发电项目对接，探索新型储能商业模式。目前，杭州江东新型区域电力调节中心7.5万千瓦/15万千瓦时电网侧储能项目拟在建成后与浙江华电建德大洋镇150MW农光互补光伏发电项目和浙江华电衢州湖南镇120MW农光互补光伏发电项目通过租赁方式实现新能源配储。

（三）不断强化绿色金融支持。

引导在杭银行机构结合区域发展特色做好绿色金融服务。不断扩大绿色信贷投放规模，落实省《关于深化清洁能源全产业链金融服务的指导意见》要求，推进能源、工业、建筑等重点领域差异化金融服务，引导探索开展排污权、碳排放权、用能权、用水权、碳汇等环境权益抵质押贷款，截至2023年，全市绿色信贷余额8078亿元，同比增长23.4%。依托杭州金融综合服务平台，创新应用企业绿色评价体系，全面覆盖全市2000家左右重点用能企业，设立“绿色金融”融资专区，上线10余款绿色信贷产品，如可持续发展挂钩贷、节能技改贷、绿色权益贷等，为绿色评级好的企业提供更高额度、更优利率的资金支持。鼓励在杭银行机构为包括新型储能、光伏、风电、节能环保为主导的绿色能源产业项目提供综合金融服务，如杭州银行设立“双碳”战略招引财务基金，提供绿色产业政策咨询和绿证、绿电、减排量等碳资产支持，投贷联动、供应链融资等一系列金融服务。

（四）充分发挥科技支撑和引领作用。

根据《“十四五”新型储能发展实施方案》精神，加快储能产业技术创新，降低电化学储能成本。鼓励和支持绿色能源领域技术创新，通过征集需求、专家评审和指南凝练后，将“储能用低成本高比能钠离子电池硬碳负极材料开发与产业化”纳入2024年度市重点科研计划项目榜单。结合未来储能电站发展形势以及储能电站在电网中的各种应用场景，要支持科研单位、企业等主体率先深入研究大规模储能电站调度运行相关技术，包括有功、无功优化运行技术及控制策略，努力为大规模储能电站与电网协调运行提供技术支撑。

三、目前存在的困难

（一）储能项目管理规范尚有缺项。

主要是缺乏对储能建设过程的监管。国家能源局将用户侧新型储能电站定义为用户电力设施建设工程；现行管理办法规定新型储能电站（5兆瓦以下）不需进行质量监督。目前，除电网侧储能由电力质监机构进行质量监督外，其他项目建设监管存在盲区。

（二）电网侧储能收益不明确。

目前省内电网侧储能项目的上网电价还没有明确，只有纳入630计划的项目才能享受退坡补贴和相关电价政策，其他项目还没有明确的收益模式，需要省能源局进一步明确政策。而且，省内电力现货交易、辅助服务等市场均没有开放，电网侧储能项目无法参与市场化交易。落实新能源配储，通过共享储能方式获得容量租赁费用，是电网侧储能项目的一项重要收益。

（三）储能高速发展与局部电网不匹配。

从杭州未来新能源发展态势看，主要集中在西部电网薄弱区域，产生的主要问题是新能源及储能项目立项后建设周期短（3—6个月），若与电网规划时序不匹配将导致无法接入（新建电力外线时序在一年半以上）；此外，同一时段项目过于集中将导致局部电网无法消纳，产生排队并网或弃电现象。

四、下一步工作举措

（一）不断完善政策标准。

一是规范新型储能项目建设管理。省能源局印发了《浙江省用户侧电化学储能技术导则》和《浙江省新型储能项目管理办法（试行）》等文件，对项目规划、备案、建设、并网、运行、安全、监督等方面事项都进行了细化规定，明确了责任单位、管理要求、办理程序等内容，后续项目审批建设管理严格依规落实。市发改委会同市建委共同印发《关于做好我市电化学储能电站建设工程消防审验管理工作的通知》，系统规范了新型储能电站工程消防审验管理流程和要求，为新型储能电站正规化消防管理提供了依据。二是规范新能源配储标准要求。严格落实浙江省能源局《关于做好新能源配储工作推动新能源高质量发展的通知》精神，2024年1月1日起并网的近海风电、集中式光伏项目，按不低于发电装机容量的10%、时长2小时配置新型储能。达不到配储要求的项目一律不得并网。市发改委在组织发电企业与电网侧储能项目业主自主签订租赁合同的基础上，逐步研究制定我市新能源配储实施细则，对配储项目的性能、标准、安全性及容量计算等方面进行规范。三是规范新能源配储价格机制。国家发改委《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）》明确独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加的价值机制。省发改委《新型储能容量补偿资金分配方案》对2024年6月30日前完成并网试验的电网侧新型储能项目开展补偿，并明确了充放电价及现货市场政策。在落实以上支持政策，确保储能电站基本收益基础上，兼顾发电企业和储能企业利益，依托市场确定共享储能容量租赁价格。

（二）不断推动技术攻关。

技术迭代升级是储能产业发展的源动力。鼓励企业加大研发投入，推动新型储能技术的突破创新。发挥产业优势。发挥我市企业在储能系统集成、电池管理系统、逆变系统等领域的产业优势和技术优势，逐步引导企业探索创新、集聚提升，构建储能控制领域的整体优势，形成具有杭州特色的储能产业链高地。建强平台载体。市能源集团作为杭州市能源产业投资和能源保供的主平台，自成立以来，已建成容量8万千瓦的全市第二大电网侧储能电站，正在建设淳安6万千瓦农光互补集中式光伏项目，在光、储、充换电领域、微电网建设等方面均取得了长足进步。下一步要更加充分发挥市能源集团作用，加快在新能源、储能等领域的布局布点，打造一批共享储能的样板工程。提供科技支撑。进一步支持对储能关键材料、单元，模块及短板技术的科技攻关，加快推动实现储能核心技术装备的自主可控和储能产业的高效发展。争取更多绿色能源领域项目纳入杭州市重点科研计划。开展政企合作。支持企业与高校、科研机构合作，共建新型储能技术研发平台，加强产学研用一体化。推广先进的新型储能技术和产品，提升产业整体技术水平。市经信局正在联合省工信院，开展电化学储能细分赛道研究。市能源集团正在与市地铁集团合作，研究地铁应用飞轮储能技术。探索应用场景。在积极发展目前相对成熟的电网侧储能共享应用的基础上，探索新能源汽车换电站、电动自行车换电站等新业态、新模式，参与电网调峰调频，参与共享储能的新型应用场景。

（三）不断优化运营管理。

研究探索新型储能项目运营管理模式，通过虚拟电厂等模式，逐步将新型储能资源全部纳入系统管理，共同参与电网调峰调频、辅助服务和现货市场交易等市场化行为，增强电网互济保供能力同时，增加新型储能项目利用率和收益。一是加快管理运行体系顶层设计。研究制定虚拟电厂技术规范，明确虚拟电厂平台接入标准，包括调节能力、调节时长、采集终端、网络安全、数据规则、接口规范、响应能力验证与测试等技术要求，形成整体方案。同步研究制定虚拟电厂响应工作实施细则，明确负荷响应适用范围、启动条件、组织方式、基线计算、响应认定、结算机制、资金来源等内容。二是加快建设完善运营管控体系。依托杭州市电力负荷管理中心，建立杭州市虚拟电厂管理中心，负责完善虚拟电厂管理制度，做好杭州虚拟电厂管控平台建设和运行维护。组织开展虚拟电厂用户注册、资源接入、调试管理、接收和执行调度指令响应监测、效果评估等工作。逐步实现既有储能项目计量采集装置全覆盖，按照“先易后难、应接尽接”原则，全市范围内已运营的虚拟电厂原则上全量接入市平台，其他新型侧储能按容量大小分批次接入市平台或县（市）平台。市发改委已会同国网杭州供电公司开展市级虚拟电厂前期研究和探索工作，下一步将加快推进。

（四）不断扩大资金支持。

坚强可靠的资金支持是推动共享储能产业的发展的重要支持。一是构建多元化融资产品体系。鼓励在杭金融机构提升综合化金融服务水平，强化新型储能、光伏、风电、节能环保等绿色能源领域金融保障，继续从拓宽绿色金融融资规模、绿色金融产品创新、绿色信息共享应用等方面，为支持绿色能源产业有序发展做好金融保障工作。二是加强信息互通共享。充分发挥能源双碳数智平台、能源管家APP等能源数智化管理平台，以及杭州金融综合服务平台作用，及时将金融领域相关补贴和支持政策共享到企业，将企业对金融支持的需求反馈到金融机构，同时为金融机构判断企业的绿色信用等级提供数据支撑。三是支持企业享受政策。支持符合条件的企业共享储能相关项目申报中央预算内资金、中长期特别国债、再贷款等补贴和支持政策，推动项目快速落地。