1. 制定背景

为率先构建以新能源为主体的新型电力系统，加快实现电源清洁化、电网智能化和社会电气化“三个转型”，根据《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号），结合我省实际，特制定本实施意见。

2. 工作目标

2021-2023年，全省建成并网100万千瓦新型储能示范项目，“十四五”力争实现200万千瓦左右新型储能示范项目发展目标。与新型电力系统发展相适应，重点支持集中式较大规模（容量不低于5万千瓦）和分布式平台聚合（容量不低于1万千瓦）新型储能项目建设，为电力系统提供容量支持及调峰能力。鼓励探索开展储氢、熔盐储能及其他创新储能技术的研究和示范应用。

3. 重点任务

3.1 规范规划管理。研究编制新型储能专项规划，明确全省新型储能发展目标、总体布局和重点任务等

3.2 完善项目管理。本地区新型储能示范项目根据投资有关法律、法规及省级电力电网规划、新型储能专项规划等，实施县（市、区）属地备案管理，项目备案情况抄送国家能源局派出机构。

3.3 明确参数标准。新型储能示范项目应按照工作寿命10年及以上设置，主要设备性能应符合国家相关标准规范。

3.4 有序开展电源侧储能建设。支持“微网+储能”“新能源+共享储能”等电源侧储能项目建设，鼓励新增的海上风电、集中式光伏电站综合新能源特性、系统消纳空间、调节性能和经济性等实际因素，建设或购买新型储能（服务）。鼓励集中式储能电站为新能源提供容量出租或购买服务。鼓励燃煤电厂配套建设新型储能设施，与燃煤机组联合调频，提升综合竞争力。

3.5 大力发展电网侧储能建设。支持各类市场主体为缓解高峰负荷供电压力、延缓输配电扩容升级，围绕电源、负荷两方面需求，投资建设一批电网侧储能，提升电网调节、新能源消纳和应急供电保障等能力。

3.6 积极支持用户侧储能建设。鼓励企业用户或综合能源服务商根据用户负荷特性自主建设储能设施，充分利用目录分时电价机制，主动削峰填谷，优化区域电网负荷需求。

3.7 着力推动独立储能建设。研究利用淘汰或退役电源、变电站既有线路和设施建设独立储能电站。鼓励电源、电网、用户侧租赁或购买独立储能设施提供的储能服务。

4. 制度保障

4.1 强化组织领导。省能源主管部门要会同有关部门加强顶层设计，加强示范项目规划与省内各相关规划衔接；组织电源、电网、用户及咨询机构等，共同开展新型储能示范项目的研究论证、规划布局和建设实施等工作。

4.2 建立协调机制。梳理明确一批储能重点示范项目清单，加大对其前期建设工作的统筹协调力度，确保示范项目按期落地、发挥成效。电网企业应按照积极服务、简洁高效原则，公平无歧视为新型储能项目提供电网接入服务。

4.3 强化要素保障。鼓励支持社会各类主体参与新型储能项目投资，不断推进电力现货（辅助）市场发展，营造良好的投资建设环境。强化土地、能耗等要素保障，对示范项目建设用地、用能指标给予支持。

4.4 加强监督管理。依法依规对新型储能项目进行验收、检查，省能源主管部门联合国家能源局浙江监管办建立项目规划编制、备案、建设、并网和调度运行、市场化交易、电费结算及扶持政策实施的全过程监管机制，充分发挥示范应用作用。