近日，广东省发改委、广东省能源局制定出台了《广东省促进新型储能电站发展若干措施》，《若干措施》从推进新能源发电配建新型储能方面提出25条措施 ，争取到2025年，全省新能源发电项目配建新型储能电站规模100万千瓦以上，到2027年达到200万千瓦以上，“十五五”期末达到300万千瓦以上。

在新型储能电站应用场景拓展方面，《若干措施》提出9项重点措施：

推进新能源发电配建新型储能，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。

(资料图片)

规划引导独立储能合理布局，积极推进虚拟电厂建设，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。

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，完善市场价格机制，强化要素保障，强化金融支持，建立激励机制。

强调规范项目建设管理，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，优化并网接入，提高项目建设质量，强化项目安全管理，规范项目退出管理。

以下为《若干措施》全文：

广东省促进新型储能电站发展若干措施

根据《广东省推动新型储能产业高质量发展指导意见》（粤府办〔2023〕4号）要求，为促进我省新型储能电站规模化有序发展，助力将新型储能产业打造成为我省战略性支柱产业，制定以下措施。

一、拓展多元化应用

（一）推进新能源发电配建新型储能。

按照分类实施的原则，2022年以后新增规划的海上风电项目以及2023年7月1日以后新增并网的集中式光伏电站和陆上集中式风电项目，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；鼓励存量新能源发电项目按照上述原则配置新型储能。

可采用众筹共建（集群共享）、租赁或项目自建等方式落实储能配置，其中第一种方式由项目所在地市组织布局落实。

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，原则上不跨地市配置。

争取到2025年，全省新能源发电项目配建新型储能电站规模100万千瓦以上，到2027年达到200万千瓦以上，“十五五”期末达到300万千瓦以上。（省能源局，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局，各有关发电企业负责）

（二）规划引导独立储能合理布局。

按照合理布局、按需建设的原则，电网企业牵头研究提出在新能源大规模汇集而消纳受限地区、电力需求波动大、输电走廊和站址资源紧张等区域的独立储能电站规划布局建议，明确合理配置的规模、布点，鼓励各类社会资本积极参与投资建设。（省能源局，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责）

（三）持续提升火电联合储能调节能力。

火电机组合理配置新型储能电站，联合参与调频、备用等辅助服务市场交易，持续拓宽火储联调的应用场景，加强示范项目跟踪评估。（省能源局，有关地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局，各有关发电企业负责）

（四）大力鼓励用户侧储能发展。

按照因地制宜、灵活多样的原则支持工商业企业、产业园区等配建新型储能电站。精密制造、通信、金融等用电量大且对供电可靠性、电能质量要求高的电力用户，按需配置新型储能电站。加快推动分布式新能源、微电网配置新型储能电站，推动工业园区、商业楼宇开展冷、热、电、储综合能源服务。（省能源局、工业和信息化厅，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责）

（五）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，配置“智能量测终端+多芯智能电表”，完成独立计量和智能控制，在广州、深圳等地开展虚拟电厂试点。统筹全省虚拟电厂接入、市场交易和协同控制，逐步培育形成百万千瓦级虚拟电厂响应能力。（省能源局、工业和信息化厅，有关地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责）

（六）加强抗灾保障新型储能建设。

依托全省坚强局部电网建设，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“110千伏户内站+110千伏电缆+新型储能”和“新型储能+10千伏电缆线路+保底用户”电网。针对政府、医院等重要电力用户，建设安全可靠移动式或固定式新型储能电站作为应急备用电源。（省能源局，有关地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责）

（七）探索打造“风光储”微电网。

在海岛、山区等可再生能源资源丰富地区，结合风电、光伏发电等开发，按需配置新型储能，实施“新能源+储能”开发模式，打造海岛、农村分布式“风光储”智能微电网。（省能源局，有关地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责）

（八）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。开展“源网荷储一体化”项目试点，开展储能电站“一体多用、分时复用”试点示范。促进钠离子电池、固态锂离子电池和液流电池，以及压缩空气、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。（省工业和信息化厅、发展改革委、科技厅、能源局，省新型储能创新中心，有关地级以上市政府负责）

（九）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、数字电网等新型基础设施融合应用，在广州、深圳等电动汽车应用先进地区智能化改造升级直流公共快充站，试点建设直流双向充电桩，探索规模化车网互动。（省发展改革委、工业和信息化厅、能源局，省通信管理局，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责）

二、强化政策支持

（十）鼓励先进产品示范应用。

鼓励省内储能生产制造企业加强技术创新，推进先进产品制造，促进产业集聚发展。加强生产制造企业产品质量抽检和全生命周期质量监管，储能生产制造企业要强化产品质量管理主体责任，确保生产优质可靠产品。

及时发布先进优质产品标准规范，引导储能电站项目选择先进优质可靠产品。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。（省工业和信息化厅、发展改革委、科技厅、能源局、市场监管局，广东电网公司、深圳供电局，省新型储能创新中心负责）

（十一）完善市场价格机制。

按照国家有关规定，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。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。（省发展改革委、能源局，国家能源局南方监管局，广东电网公司、深圳供电局、广东电力交易中心负责）

（十二）强化要素保障。

对列入年度计划、独立占地的新型储能电站，按公用设施优先安排项目用地。探索利用退役火电机组既有厂址、输变电设施等建设新型储能电站。在既有场地建设新型储能电站的，简化优化规划选址手续。

优先保障新型储能电站土地利用计划指标，各地市在符合行业标准条件下，优化新型储能电站土地利用指标容积率、绿化率要求。对需要履行环评审批手续的新型储能电站项目，开辟环评审批绿色通道；对符合条件不需环评审批的，依法依规不纳入环评管理。

优化新型储能电站节能审查流程，保障项目用能需求。（省自然资源厅、生态环境厅、发展改革委、能源局，各地级以上市政府负责）

（十三）强化金融支持。

支持新型储能电站项目使用政策性开发性金融工具，支持将新型储能纳入绿色金融支持范围。鼓励各地市结合实际对新型储能电站项目给予财政扶持。（省发展改革委、财政厅、地方金融监管局、能源局，人民银行广州分行、广东银保监局、广东证监局，各地级以上市政府负责）

（十四）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给予优先考虑。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。（省能源局、国家能源局南方监管局，广东电网公司、深圳供电局负责）

三、健全运营调度机制

（十五）推进新型储能参与电力市场。

按照《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》，独立储能电站可作为独立主体参与电力中长期、现货和辅助服务市场交易；电源侧储能电站联合发电企业作为整体参与电能量市场和辅助服务市场；用户侧储能电站联合电力用户作为整体参与电能量市场和需求响应市场。支持虚拟电厂参与市场化需求响应交易和辅助服务市场。（省能源局，国家能源局南方监管局，广东电网公司、深圳供电局、广东电力交易中心负责）

（十六）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，由电力调度机构制定新型储能电站调度运行规程和调用标准，科学调度新型储能电站。

新型储能电站按照国家能源局南方监管局相关监管要求纳入并网主体管理。新型储能电站应规范配置监控系统和通讯信息等二次系统，按程序向电力调度机构上传运行信息，接受调度指令，实现运行数据可测、储能状态可控。（省能源局，国家能源局南方监管局，广东电网公司、深圳供电局、新型储能电站企业负责）

四、规范项目建设管理

（十七）规范项目管理。

新型储能电站项目实行属地备案管理。各地市能源主管部门根据省新型储能电站规划，会同市自然资源、生态环境、住房城乡建设、消防等部门和电网企业统筹确定属地新型储能建设需求，以及项目技术、用地、安全、并网等条件，制定新型储能电站年度建设计划（不包括用户侧储能）并推动实施，根据情况变化适时滚动修编计划。

各地市能源主管部门督促纳入年度建设计划的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，并按月汇总报送省能源主管部门。（省发展改革委、能源局、自然资源厅、生态环境厅、住房城乡建设厅、消防救援总队，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责）

（十八）优化并网接入。

对已完成备案并纳入年度建设计划的新型储能电站，其配套接入电网工程视同纳入省电网规划。电网企业应为新型储能电站提供电网接入服务，完善配套接网工程项目建设管理流程，确保接网工程与新型储能电站建设进度匹配。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；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。（省能源局，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责）

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