发表时间：2024-06-16 06:14:12 来源：新闻中心
《江门市新型储能电站项目推荐布局实施方案（2023-2027年）》业经市人民政府同意，现印发给你们，请认真组织实施。
根据《广东省推动新型储能产业高水平发展指导意见》《广东省独立储能电站建设规划布局指引》以及《广东省促进新型储能电站发展若干措施》等件精神，为快速推进新型储能电站项目发展，规范项目建设管理，特制订本实施方案[本实施方案中新型储能电站是指除抽水蓄能以外的电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能，以及氢（氨）储能、热（冷）储能等储能电站项目]。
以满足我市电力系统调节和新能源发展需求为导向，适度超前发展，引导社会投资主体按照本实施方案参与独立储能电站项目建设，合理确定项目建设规模。鼓励电源侧、用户侧储能电站建设，因地制宜发展多元化应用场景。
统筹规划、多元发展。强化规划科学引领作用，结合我市能源发展规划、电网规划以及海上风电、集中式光伏布局规划等，统筹规划布局电网侧独立储能电站，拓展多元化应用。
市场主导、有序发展。充分的发挥市场在资源配置中的决定性作用，执行省有关电价、电力市场交易政策，通过市场引导、政府规划引领，推动新型储能电站有序发展。
规范管理、安全发展。完善优化储能项目管理，严格执行国家、省有关技术标准和检测认证体系，提升行业管理上的水准，强化消防安全管理，严守安全底线。
新型储能电站按照部署位置分为电网侧、电源侧以及用户侧储能电站等三种形式。按照《广东省独立储能电站建设规划布局指引》（以下简称“省规划布局指引”）要求，重点对电网侧独立储能电站进行规划布局，在负荷中心地区布局建设独立储能电站，在新能源富集地区布局建设独立共享储能电站，提升电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力。电源侧、用户侧储能电站按照市场化原则，大力鼓励建设，不作具体布局要求。新能源发电项目通过租赁独立共享储能电站容量或自建电源侧储能电站，实现不少于发电装机容量10%的配储要求。
2025年，我市新型储能电站装机规模达150万千瓦以上，其中：负荷中心独立储能容量35-70万千瓦，新能源发电项目配储30万千瓦以上，其他新型储能容量85万千瓦以上；2027年，新型储能电站装机规模达260万千瓦以上，其中：负荷中心独立储能容量70-140万千瓦，新能源发电项目配储50万千瓦以上（含新能源独立共享储能），其他新型储能容量140万千瓦以上。
（一）在负荷中心地区布局电网侧独立储能电站。我市500千伏江门站供电片区（蓬江区、新会区、鹤山市）纳入省负荷中心地区独立储能电站推荐布局区域。同时，结合我市电网结构及负荷需求现状，500千伏圭峰站、五邑站部分供电片区也属于负荷中心。按照独立储能电站宜分层、分区接入电网，就地满足电力系统调节需求的原则，重点在500千伏江门站供电片区及500千伏圭峰站、五邑站部分供电片区中日负荷峰谷差大、输电走廊和站址资源紧张、负载率高但尖峰负荷短的关键电网节点附近，合理地布局独立储能电站。全市共推荐布局14个负荷中心地区独立储能电站，储能电站单点接入容量宜在5-10万千瓦、充放电时长2-4小时，合计储能容量70-140万千瓦。
1.输电走廊和站址资源紧张电网节点：220kV镜山站（110kV杜阮站）、220kV新会站（110kV小冈站）、220kV雁山站（110kV雅瑶站）。
2.峰谷差大、输电走廊和站址资源紧张电网节点：220kV良村站（110kV顺成站）、220kV群星站（110kV碧辉站）。
3.峰谷差大、负载率高但尖峰负荷短电网节点：220kV礼乐站（110kV广兴站）、220kV发兴站（110kV公益站）、220kV外海站（110kV金溪站）、220kV开平站（110kV振华站）、220kV彩虹站（110kV址山站）、220kV石名站（110kV大泽站）、220kV台山站（110kV塔山站）、220kV鹤山站（110kV龙口站）。
4.峰谷差大、输电走廊和站址资源紧张、负载率高但尖峰负荷短电网节点：220kV北街站（110kV双龙站）。
（二）在新能源富集地区布局电网侧独立共享储能电站。我市台山市纳入省新能源富集地区独立储能电站推荐布局区域。同时，结合我市集中式光伏发展规划，新会、开平、恩平均有较丰富的新能源资源。按照适度超前发展原则，重点在新会、台山、开平、恩平等新能源富集地区中新能源场站公共并网点或有多个新能源场站接入的公共汇集点，合理地布局独立共享储能电站，为周边新能源发电项目提供租赁服务，使新能源场站具备国家和行业规定要求的装机容量10%的一次调频能力，保障电力系统安全稳定运行。全市共推荐布局7个独立共享储能电站，单个项目规模在3-15万千瓦，合计储能容量21-105万千瓦。
1.新会220kV古井站附近区域，满足新会南部片区集中式光伏项目储能配置需求。
2.台山220kV阁安站、220kV那扶站附近区域，满足台山西南部片区集中式光伏项目储能配置需求。
3.开平500kV五邑站、220kV百合站附近区域，满足开平中北部片区集中式光伏项目储能配置需求。
4.恩平220kV孟槐站、220kV圣堂站附近区域，满足恩平南部、北部片区集中式光伏项目储能配置需求。
（三）探索核储互补特殊应用场景。考虑台山市是我市重要能源生产基地，新能源富集并有全球单机容量最大的核电机组，探索在台山核电附近开展新型储能配合核电调峰调频并提供新能源发电共享储能等多场景应用。台山市做好特殊应用场景专题研究。
特殊应用场景：为提升电力系统灵活性调节能力，在台山核电附近布局核储互补新型储能电站项目，装机规模约130万千瓦。
（四）积极地推进电源侧储能电站建设。鼓励国能台山电厂、新会双水发电厂等常规电源建设电源侧储能电站，联合参与调频、备用等辅助服务市场交易，提升机组参与调频的调节速率，提高响应精度。
2022年以后新增规划的海上风电项目和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，促进新能源消纳、平抑新能源出力波动。鼓励存量新能源发电项目按照上述原则配置新型储能。新能源发电项目可通过租赁独立共享储能电站容量实现配储要求，也可通过建设电源侧储能电站实现配储要求，若有富余容量也可租赁给周边新能源发电项目。
（五）大力鼓励用户侧储能电站建设。用户侧储能电站以市场为主导，用户自主选择建设。鼓励工商业企业、产业园区等配建新型储能电站，引导精密制造、通信、金融等用电量大且对供电可靠性、电能质量发展要求高的电力用户，根据自身的需求配置新型储能电站，降低用电成本，保障稳定用电。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。
——电网侧。220千伏镜山站电网侧储能项目，满足蓬江产业园区大幅度增长的用电负荷需求，保障电力供应。
——电源侧。中广核台山陆上风电场效能提升项目通过配置新型储能电站，促进陆上风电消纳、平抑出力波动。
——用户侧。无限极储能电站项目、海信储能电站项目、联新（开平）高性能纤维储能电站项目，通过谷充峰放降低企业用电成本，减少电网峰谷负荷差。
（六）探索打造“风光储”智能电网。在台山市南部等可再次生产的能源资源丰富地区，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，打造分布式“风光储”智能电网。
（七）大力推动新型储能技术创新试点示范。按照省新型储能技术创新试点示范工作部署，探索开展“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。
（八）鼓励先进产品示范应用。鼓励我市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。按照省发布的先进高品质的产品标准规范，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质量标准规范的，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。
（九）执行市场行情报价政策。依照国家、省有关法律法规，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。严格执行省发展改革委峰谷电价价差，电力中长期市场、现货市场行情报价上下限。
（十）强化金融、激励机制支持。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。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。按照每个用户配置储能容量比例，在实施需求响应时予以适当支持。
（十一）遴选项目建筑设计企业。对电网侧独立储能电站项目实行竞争性配置。各县(市、区)政府根据省规划布局指引及本实施方案统筹考虑电网侧独立储能电站项目建设土地、送出线路以及生态环境分区管控等要求，遴选落实项目建筑设计企业，由县(市、区)发展改革局制订电网侧独立储能电站项目年度建设规划，经县(市、区)政府审核后报送江门市发展改革局。
（十二）制订年度建设规划。江门市发展改革局会同自然资源、生态环境、住房城乡建设、供电等单位对各县(市、区)发展改革局报送的年度建设规划进行审核，制订江门市年度建设规划并印发实施，各县(市、区)发展改革局定期将建设规划实施情况报江门市发展改革局。江门市发展改革局会同江门供电局根据省能源局滚动调整的布局方案，滚动修编我市独立储能电站推荐布局。
（十三）优化并网接入。对已完成备案并纳入江门市年度建设规划的独立新型储能电站项目，供电部门积极做好项目电网接入服务，提供并网服务指引和管理规范，配合做好并网调试验收等涉网服务，确保接网工程与新型储能电站项目建设进度相匹配。接网工程依照国家、省以及南方电网公司有关要求、技术导则进行建设。
（十四）提高建设质量。新型储能电站选址应符合国土空间规划、生态环境分区管控等，要严格依照国家和行业标准开展电站设计、建设、安装、竣工验收和运营。电站设计、施工和监理单位应拥有相对应资质，优先选择工程建设经验比较丰富、运营能力强的设计实施工程单位。新型储能电站应选用技术成熟、安全性能高的储能产品及应用系统，审慎选用梯次利用动力电池，进一步提升项目建设质量。
（十五）强化安全生产运行。新型储能电站项目单位要依照国家相关规定落实企业安全生产和消防安全主体责任，开展电力技术监督工作，做好产品抽样检测和储能设施全寿命周期监管，制定电站运行和检修规程，定期开展设备运维检修和电池系统健康状态评估、涉网性能检验测试等，加强员工专业技能培训和考核，建立健全消防安全责任制和消防安全管理制度，依法定期开展防火检查、防火巡查和消防设施检查，健全微型消防站等消防组织，编制应急预案并定期开展演练。
（十六）规范项目退出管理。新型储能电站项目单位应依照国家、省相关规定定期委托有资质的第三方检验测试单位进行检测，并及时组织论证和落实整改工作，在项目达到设计寿命或安全运作状况不满足有关技术要求时，应及时实施项目退役，并报告原备案机关。
（十七）加强组织领导。各县（市、区）发展改革局要加强统筹协调，会同供电等部门按照《新型储能项目管理规范（暂行）》《广东省独立储能电站建设规划布局指引》《广东省促进新型储能电站发展若干措施》等有关文件精神，切实做好新型储能项目的准入备案以及监督管理，强化项目的规划引导，及时协调解决项目建设过程中存在的问题，充分的发挥国家、省新型储能大数据平台作用，定期跟踪评估项目建设进度，加强储能建设运行管理，科学有序推进新型储能发展。
（十八）强化政策要素保障。各县（市、区）政府及自然资源部门要做好土地政策资源支撑，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。优先保障新型储能电站土地利用计划指标，在合乎行业标准条件下，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；对合乎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。
（十九）规范行业监督管理。各县（市、区）政府要落实属地管理责任，加强新型储能电站建设、运行安全监管。发展改革部门在实施新型储能电站项目备案时，同时下达电力项目安全管理和质量管控事项告知书，明确项目需要履行的责任和义务。住房和城乡建设部门依法开展新型储能电站选址设计审查、消防设计审查验收备案工作。应急管理、消防部门指导新型储能电站应急预案编制及演练工作，消防部门依法对项目单位遵守消防法律、法规的情况做监督检查，严格督促项目单位做好消防隐患整改。市场监督管理部门加强储能产品的质量监管。供电部门要积极努力配合开展新型储能电站的并网和验收工作，在并网调度协议中明确电站安全调度区间。各有关部门要积极跟踪对接国家和省最新政策措施，贯彻落实上级部门配套支持政策。
附件：1.江门市负荷中心地区独立储能电站推荐布局区域表（2023-2027年）
2.江门市新能源富集地区独立储能电站推荐布局区域表（2023-2027年）
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