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方案提出，對于先進新型儲能項目，將優(yōu)先列入市、區(qū)兩級重點建設項目予以推動，鼓勵各類市場主體在構建新型儲能有序發(fā)展體制機制方面積極開拓創(chuàng)新、先行先試，各區(qū)可結合實際，探索儲能技術路線，創(chuàng)新商業(yè)模式，研究出臺相關支持政策和改革舉措。
方案提出，到2025年，天津將建設新型儲能電站100萬千瓦，“十五五”新型儲能電站規(guī)模進一步擴大，有效支撐新增新能源電力調峰需求。
方案提出以下工作目標和重點任務：
工作目標
到2025年，實現新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉變，技術創(chuàng)新能力逐步提高，產業(yè)體系進一步壯大，政策環(huán)境基本健全，市場機制和商業(yè)模式基本成熟，新型儲能與電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)深度融合發(fā)展。
綜合考慮全市電力安全供應、系統(tǒng)調節(jié)能力、電網和用戶需求等情況，建設新型儲能電站100萬千瓦，“十五五”新型儲能電站規(guī)模進一步擴大，有效支撐新增新能源電力調峰需求。
重點任務
(一)推動新型儲能規(guī)?；l(fā)展
1.大力發(fā)展電源側儲能。
結合電力系統(tǒng)運行和新能源開發(fā)需求，全面推廣“新能源+儲能”，實現儲能與新能源發(fā)電的深度融合，保障新能源高效消納利用。
新增集中式風電、光伏發(fā)電項目按照規(guī)定比例配置儲能設施，鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)優(yōu)先通過集中式獨立儲能共享容量方式滿足儲能配置要求。新能源企業(yè)配置儲能容量未達到承諾比例的，按照未完成儲能容量對應新能源容量規(guī)模的2倍予以扣除，直至全部解網。
積極發(fā)展“常規(guī)電源+儲能”，鼓勵煤電企業(yè)合理配置儲能設施，與燃煤機組協調配合參與調峰、調頻等輔助服務。支持利用退役火電機組既有廠址和輸變電設施建設新型儲能或風光儲設施。
推動濱海新區(qū)臨港經濟區(qū)、寶坻九園工業(yè)園區(qū)、寧河現代產業(yè)園區(qū)等源網荷儲一體化、多能互補項目建設，促進各類能源資源優(yōu)化整合，提升系統(tǒng)綜合運行效率。
2.因地制宜發(fā)展電網側儲能。
在電網末端及供電能力不足的區(qū)域、輸電走廊或變電站站址資源緊張地區(qū)合理布局建設新型儲能，解決輸電阻塞、長距離輸變電工程供電不經濟等問題，降低電網基礎設施綜合建設成本，提升電網整體供電能力和運行水平。
結合重要電力負荷用戶實際需要，在安全可靠前提下，建設移動式或固定式新型儲能作為應急備用電源，提升系統(tǒng)應急供電保障能力。
3.靈活發(fā)展用戶側儲能。
針對工業(yè)、通信、金融、互聯網等對供電可靠性、電能質量要求高的電力用戶，根據系統(tǒng)運行需要合理配置新型儲能，提升電力自平衡能力，降低大電網調峰調頻壓力。
支持聚合利用不間斷電源、電動汽車、用戶側儲能等分散式儲能設施，依托大數據、云計算、人工智能、區(qū)塊鏈等技術，探索智慧能源、虛擬電廠等多種商業(yè)模式。
鼓勵圍繞大數據中心、5G基站、工業(yè)園區(qū)、公路服務區(qū)等應用場景，依托分布式新能源、微電網、增量配網等配置新型儲能，探索儲能融合發(fā)展新模式。
4.統(tǒng)籌布局集中式獨立儲能。
結合電網調峰需要，在濱海新區(qū)經開區(qū)、大沽街和保稅區(qū)，武清區(qū)東馬圈鎮(zhèn)，寶坻區(qū)大唐莊鎮(zhèn)，寧河區(qū)東棘坨鎮(zhèn)，靜海區(qū)大邱莊鎮(zhèn)、經開區(qū)等新能源相對集中區(qū)域統(tǒng)籌布局一批集中式獨立儲能電站。
集中式獨立儲能電站可分期實施，初期建設容量原則上不低于15萬千瓦，由專業(yè)儲能投資運營企業(yè)建設，可采用共享模式向新能源項目提供容量租賃服務，獨立于新能源項目運行，接受電網統(tǒng)一調度。
儲能投資運營企業(yè)自負盈虧，自行承擔電站建設運營的主體責任。
(二)加快壯大新型儲能產業(yè)體系
5.推動關鍵技術研發(fā)示范。
加大儲能技術裝備研發(fā)，圍繞低成本、長壽命、高安全性、高能量密度的目標，以“揭榜掛帥”方式調動企業(yè)、高校及科研院所等各方面力量，集中開展儲能理論和關鍵材料、單元、模塊、系統(tǒng)相關技術攻關，加快實現核心技術自主化。
積極推動電化學儲能、熱(冷)儲能、飛輪儲能、壓縮空氣儲能、氫儲能等各類先進儲能技術研發(fā)和示范應用，加快發(fā)展系統(tǒng)集成與智能控制技術，逐步提升儲能在電力系統(tǒng)中的智能化應用水平。
6.健全技術創(chuàng)新體系。
加快建立以企業(yè)為主體、市場為導向、產學研用相結合的儲能技術創(chuàng)新體系。發(fā)揮政府引導和市場能動雙重作用，加強儲能技術創(chuàng)新戰(zhàn)略性布局和系統(tǒng)性謀劃，加快創(chuàng)新成果轉化，提升新型儲能領域創(chuàng)新能力。
支持天津大學國家儲能技術產教融合創(chuàng)新平臺建設，鼓勵建設一批新型儲能技術分平臺和重點實驗室。
支持企業(yè)、科研院所開展新型儲能關鍵技術、布局應用、商業(yè)模式、政策機制等方面的研究工作，為新型儲能高質量發(fā)展提供科學決策。
7.完善新型儲能產業(yè)鏈條。
培育和延伸新型儲能上下游產業(yè)，依托具有自主知識產權和核心競爭力的骨干企業(yè)，推動新型儲能全產業(yè)鏈發(fā)展。
加強新型儲能制造企業(yè)與儲能項目建設企業(yè)對接，促成一批產業(yè)上下游戰(zhàn)略合作，以項目帶動儲能材料生產、設備制造、儲能集成、運行檢測產業(yè)發(fā)展，促進新型儲能產業(yè)規(guī)?；l(fā)展。
8.提升儲能系統(tǒng)的信息化和管控水平。
鼓勵能量信息化技術研發(fā)應用，在確保網絡信息安全的前提下，推動儲能基礎設施與能源技術、信息技術的深度融合，逐步實現對儲能設施的能源互聯網管控。
支持開放共享的分布式儲能大數據平臺和能量綜合服務平臺建設，依托信息技術和互聯網技術實現儲能設施和各種能源資源的優(yōu)化配置，充分發(fā)揮儲能系統(tǒng)在能源互聯網中的多元化作用，提升能源系統(tǒng)經濟性、靈活性和可靠性。
探索電動汽車動力電池、入戶式儲能、不間斷電源等多種儲能資源的組合應用新模式，提高儲能設施的綜合利用效率。
(三)加強新型儲能項目管理
9.規(guī)范開發(fā)流程。
新型儲能電站項目實行屬地備案管理，各區(qū)將備案文件及時抄送市有關部門。新型儲能電站項目(不含用戶側儲能)實行示范項目管理，由市發(fā)展改革委、市工業(yè)和信息化局、市電力公司統(tǒng)籌新型儲能建設需求，會同各區(qū)形成示范項目清單并滾動實施，市規(guī)劃資源局做好項目規(guī)劃用地保障。
各區(qū)負責新型儲能電站項目的推動實施，督促示范項目加快辦理各項建設手續(xù)，推動項目及時開工建設，并按月匯總報送市發(fā)展改革委。對已完成備案并納入示范項目的新型儲能電站，其配套接入電網工程視同納入電力規(guī)劃。
電網企業(yè)應為新型儲能電站項目提供電網接入服務，協調推進配套接網工程實施，按照“簡化手續(xù)、提高效率”的原則，明確新型儲能電站項目并網流程，及時出具并網接入意見，做好并網調試及驗收等涉網服務。
10.統(tǒng)一建設標準。
新型儲能電站應按連續(xù)充電時長2小時及以上，系統(tǒng)工作壽命10年及以上，系統(tǒng)容量10年衰減率不超過20%，鋰電池循環(huán)壽命次數不低于8000次，鋰電池儲能電站交流側效率不低于85%、放電深度不低于90%、電站可用率不低于90%等一系列標準進行建設。
主要設備應符合國家新型儲能相關標準和技術要求，通過具有相應資質機構的檢測認證，涉網設備應符合電網安全運行技術要求，杜絕配置儲能質量差、利用效率低等問題。
中大型儲能電站應選用技術成熟、安全性能高的電池，審慎選用梯次利用動力電池。
11.實行分級分類管理。
電源側新型儲能項目應與主體項目同步確定規(guī)模、同步規(guī)劃、同步設計、同步投產。電網側新型儲能項目參照常規(guī)電網項目的規(guī)劃建設流程管理。用戶側新型儲能項目應納入用戶主體項目規(guī)劃建設管理。
獨立建設的新型儲能項目應在可行性研究報告中明確建設規(guī)模、技術方案、接入系統(tǒng)、運行模式等內容，并經有資質的評估機構論證后出具評審意見。
各區(qū)應將儲能項目備案、建設情況及時納入國家儲能大數據平臺管理，并對項目實施效果進行跟蹤監(jiān)測，為后續(xù)項目建設提供示范引領和有益借鑒。
12.強化建設運行管理。
新型儲能電站應符合國家相關要求，嚴格履行安全、消防、環(huán)保等建設程序，電源側、電網側新型儲能和集中式獨立儲能電站應接受電網統(tǒng)一調度，具備自動接收調度指令能力。
各區(qū)落實屬地責任，統(tǒng)籌做好新型儲能電站建設、安全運行管理。各部門按職責落實管理責任，強化儲能建設、運行協同管理。電網企業(yè)應明確新型儲能并網運行標準。
儲能建設運營企業(yè)應落實質量安全主體責任，電站并網驗收前，應按照要求完成主設備到貨抽檢、整站調試試驗和并網檢測;投產運行后，要加強在線運行性能監(jiān)測和評價，按程序向電網調度部門上傳運行信息、接受調度指令，確保儲能電站的運行時長、電站可用率等性能滿足并網承諾相關技術要求。
(四)完善新型儲能相關支持政策
13.支持新能源租賃儲能。
風電、光伏發(fā)電項目通過租賃集中式獨立儲能實現儲能配置要求的，優(yōu)先并網消納。
建立健全集中式獨立儲能項目租賃容量機制，項目容量應在天津電力交易中心登記并公平開放，面向全市新能源企業(yè)租賃使用，原則上租賃合同有效期應不低于3年，鼓勵新能源企業(yè)與獨立儲能電站企業(yè)簽訂長期租賃合同，租賃合同作為新能源企業(yè)配置儲能容量和項目并網的依據，新能源租賃的獨立儲能最遲可在新能源項目并網半年內投運。
14.完善獨立儲能電力市場和運行調度機制。
支持獨立儲能參與中長期交易、現貨和輔助服務等各類電力市場，加快完善相關交易機制和交易規(guī)則。鼓勵新型儲能以獨立電站、儲能聚合商、虛擬電廠等多種形式參與輔助服務。
獨立儲能參與電力輔助服務交易時，按照市場價格優(yōu)先出清。優(yōu)化調度運行機制，對于獨立儲能項目，電網企業(yè)應科學安排優(yōu)先調用，每年調用完全充放電次數原則上不低于300次，保障獨立儲能調度頻次和利用率，有效發(fā)揮新型儲能作用。
15.健全新型儲能價格機制。
科學評估新型儲能輸變電設施投資替代效益，確定若干典型儲能應用場景，對解決分布式光伏接入問題的儲能、解決電網末端供電電能質量的儲能、緩解電網阻塞的儲能、解決重點區(qū)域和用戶保供的儲能以及應急備用電源儲能等電網替代型儲能，探索將其成本收益納入輸配電價回收。
按照國家要求，完善與電力市場相適應的峰谷分時電價政策，科學劃分峰谷時段，規(guī)范峰谷電價執(zhí)行范圍，合理安排拉大峰谷價差，支持用戶側新型儲能通過峰谷價差獲取合理收益。
完善集中式獨立儲能電價機制。
在電力現貨市場運行前，獨立儲能參與電力中長期市場，充電時視同一般工商業(yè)用戶，與發(fā)電企業(yè)簽訂市場合約或由電網企業(yè)代理購電(不執(zhí)行峰谷浮動);放電時與用戶簽訂頂峰時段市場合約，合約外電量由電網企業(yè)按照燃煤基準電價上浮20%全額收購。
在電力現貨市場運行后，獨立儲能按照電力現貨市場規(guī)則形成相應充放電價格。獨立儲能向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價、系統(tǒng)運行費用、上網環(huán)節(jié)線損費用和政府性基金及附加。
16.完善金融財政支持政策。
加強銀企對接，鼓勵金融機構加大對新型儲能項目的信貸支持，并通過債權、股權、資產支持計劃等多種方式，支持儲能基礎設施及示范項目建設，促進先進儲能技術推廣應用。
結合首臺(套)技術裝備示范應用等支持政策，有效利用現有資金渠道，在新型儲能關鍵技術裝備產業(yè)化及應用項目示范方面給予傾斜支持。
鼓勵各類資本設立新型儲能產業(yè)基金及創(chuàng)新創(chuàng)業(yè)基金，按照市場化原則支持新型儲能創(chuàng)新型企業(yè)，促進科技成果轉移轉化。
原標題：天津：未完成配儲要求的風光項目2倍扣除容量
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