各市(州)发展改革委(能源局)、科技局、工信局，国网青海省电力公司:
经研究，现将《支持储能产业发展的若干措施(试行)》印发你们，请认真贯彻执行。
青海省发展和改革委员会 青海省科学技术厅
青海省工业和信息化厅 青海省能源局
2021年1月18日
支持储能产业发展的若干措施(试行)
为缓解省内电力运行调峰压力，保障电力系统和特高压通道稳定外送，充分发挥青海省能源资源优势，努力为国家碳排放达峰和中和做贡献，现就支持储能产业发展制定如下措施。
一、积极推进储能和可再生能源协同发展
1.实行“新能源+储能”一体化开发模式。新建新能源项目，储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%，储能时长2小时以上。对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。(责任单位:省能源局、各市州政府)
2.实行“水电+新能源+储能”协同发展模式。新建、新投运水电站同步配置新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储能容量配比达到1︰2︰0.2，实现就地平衡。(责任单位:省能源局、各市州政府)
二、优先发挥储能调峰效能
3.支持储能电站建设。鼓励各类市场主体投资建设和运营参与新能源调峰的储能系统，充分发挥储能对新能源消纳外送的支持能力。(责任单位:省能源局、各市州政府)
4.支持负荷侧储能发展。支持负荷侧加装储能、储热设施，对参与电网调峰、促进新能源消纳的“分布式新能源+储能+算力工厂”、三江源清洁取暖储热锅炉等项目，通过峰谷平电价机制予以支持。项目自发自储电量可享受补贴，也可通过辅助服务市场获得相应收益。(责任单位:国网青海省电力公司、省发展改革委、省工业和信息化厅)
5.优先保障消纳。电网企业要与储能电站企业签订并网调度协议和购售电合同，确保“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目和独立储能电站优先接入、优先调度、优先消纳、优先外送，保证储能设施利用小时数不低于540小时。(责任单位:国网青海省电力公司)
6.优化储能交易。自发文之日起，新建投运的“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目电化学储能设施所释放电量不再参与省内年度电力市场直接交易，按照新能源结算基价执行，提高发电企业储能收益水平。明确储能电站独立市场地位，鼓励储能电站参与辅助服务市场、省内现货市场，利用市场化手段充分发挥储能调峰调频作用。(责任单位:省工业和信息化厅、国网青海省电力公司、省发展改革委)
三、适度补贴电化学储能设施运营
7.明确运营补贴标准。对“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时0.10元运营补贴(经省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目，在上述补贴基础上，再增加每千瓦时0.05元补贴)，具体电量由新能源企业与电网企业共同认定，具备条件的可由电网企业抄表计量，电量结算按月报省能源局备案。(责任单位:国网青海省电力公司、省发展改革委、省工业和信息化厅)
8.明确补贴范围和期限。补贴对象为2021、2022年投产的电化学储能项目，由电网企业每月按电量及时足额结算，补贴资金纳入电网企业第二监管周期输配电价降价预留资金统筹解决，补贴时限暂定为2021年1月1日至2022年12月31日。(责任单位:国网青海省电力公司、省发展改革委)
四、协同推动储能产业发展
9.加大科研经费投入。优先支持储能产业技术研发，针对储能科研项目开辟申报绿色通道，积极筹建先进储能技术国家重点实验室和储能实证基地，开展多种储能技术、不同储能方式及系统集成等关键技术研究。2021年安排储能科研经费不少于3000万元，后续逐年按不低于20%比例增长。(责任单位:省科技厅)
10.增强储能产业发展能力。将省级企业技术创新和转型升级资金的30%以上用于扶持光伏及储能电池相关产业发展。支持光伏及储能电池相关生产企业技术攻关和改造，提升产品性能、扩大产能规模。(责任单位:省工业和信息化厅)
11.加强储能产业上下游对接。加强省内储能制造企业与新能源储能项目对接，引导新能源储能建设企业在同质同价条件下，优先采购省内产品，带动省内储能制造产业发展。(责任单位:省工业和信息化厅、省能源局)
12.扩大电力市场交易范围。将储能电池及正负极材料、电箔等锂电池配套企业纳入电力市场交易范围，降低储能电池制造企业用电成本。(责任单位:省工业和信息化厅、国网青海省电力公司)
本通知自发文之日起执行，由省发展改革委、省能源局解释并根据执行情况研究调整。
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