为规范新建（包括扩建、改建）发电机组和新型储能进入及退出商业运营管理，维护市场主体合法权益，促进电力系统安全稳定运行，根据《电力监管条例》《电力并网运行管理规定》等国家有关规定，制定本办法。
本办法适用于按照国家有关规定经国家或地方政府主管部门核准或备案的与省级及以上电网并网运行的发电机组。新型储能参照本办法执行。
发电机组和新型储能进入及退出商业运营的相关工作应坚持公开、公平、公正、高效的原则。
(资料图片)
发电机组和新型储能并网调试运行工作应遵循《电网运行规则（试行）》《电网运行准则》的有关规定。
首次并网调试应遵循以下工作程序：
发电机组和新型储能按照《电网运行准则》明确的时间要求向相关电力调度机构提交并网运行申请书和有关资料。
电力调度机构自接到发电企业申请后10个工作日内安排并网调试运行。对涉及电网安全稳定运行的相关试验，原则上应自发电企业提出申请后20日内完成。电力调度机构因故不能及时安排或不能按时完成并网调试运行的，应书面向并网主体说明原因，并抄报相应国家能源局派出机构备案。
发电机组和新型储能与电力调度机构签订并网调度协议。
发电机组和新型储能相关电力工程已按有关规定，完成竣工验收并通过有资质的质监机构监督检查。
拥有自备机组的电力用户已与电网企业签订高压供用电合同。
新型储能项目应按照国家质量、环境、消防有关规定，完成相关手续。
发电机组进入商业运营前应当完成以下工作：火力发电机组按《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437）要求完成分部试运、整套启动试运。水力发电机组按《水电工程验收规范》（NB/T35048）要求完成带负荷连续运行、可靠性运行。风力发电项目按《风力发电场项目建设工程验收规程》（GB/T31997）要求完成工程整套启动试运。光伏发电项目按《光伏发电工程验收规范》（GB/T50796）要求完成工程整套启动试运。抽蓄机组按照《可逆式抽水蓄能机组启动试运行规程》（GB/T18482）要求完成全部试验项目并通过15天试运行考核。其余类型发电机组和新型储能应按照相应工程验收规范完成整套启动试运行。
发电机组进入商业运营应具备下列条件：
（1）签署机组启动验收交接书或鉴定书。
（2）完成并网运行必需的试验项目，电力调度机构已确认发电机组和接入系统设备（装置）满足电网安全稳定运行技术要求和调度管理要求。
（3）签订并网调度协议和购售电合同。
（4）取得电力业务许可证（发电类）。发电机组应在项目完成启动试运工作后3个月内（风电、光伏发电项目应当在并网后6个月内）取得电力业务许可证（发电类），或按规定变更许可事项，分批投产的发电项目应分批申请。符合许可豁免政策的机组除外。
（5）水电站大坝已经国家认定的机构注册或备案。
新型储能进入商业运营应具备下列条件：
（1）签署项目启动验收交接书或鉴定书。
（2）完成并网运行必需的试验项目，电力调度机构已确认接入系统设备（装置）满足电网安全稳定运行技术要求和调度管理要求。
（3）签订并网调度协议和购售电合同。
电网企业负责进入商业运营有关材料的收集、审核、存档等工作。
第十条 在完成整套设备启动试运行时间点后3个月内（风电、光伏发电项目在并网后6个月内），经电网企业审核，发电机组、新型储能分别具备第七条、第八条商业运营条件的，从完成整套设备启动试运行时间点次日起自动进入商业运营。届时未具备商业运营条件的，发电机组和新型储能可申请由国家能源局及各派出机构进行专项核查。经核查认定属并网主体自身原因的，必须在具备商业运营条件时点起进入商业运营。不属并网主体自身原因的，从完成整套设备启动试运行时间点起进入商业运营。
火电、水电机组自并网发电之日起参与电力辅助服务费用的分摊，自完成整套启动试运行时点起正式纳入电力并网运行和辅助服务管理范畴，参与电力并网运行和辅助服务管理的考核、补偿和分摊。核电机组自完成整套启动试运行时点起纳入电力并网运行和辅助服务管理。水电以外的可再生能源发电机组、新型储能自首台机组或逆变器并网发电之日纳入电力并网运行和辅助服务管理。
发电机组和新型储能按照第六条要求完成整套启动试运行的，调试运行期自并网时点起至完成整套设备启动试运行时间点止。
发电机组和新型储能调试运行期上网电量，由电网企业收购，纳入代理购电电量来源，满足相关条件后可直接参与电力市场交易。发电机组和新型储能自完成整套设备启动试运行时间点起至满足直接参与电力市场交易条件前，上网电量继续由电网企业收购，纳入代理购电电量来源。各地应适应当地电力市场发展进程，逐步缩小代理购电用户范围。
发电机组和新型储能调试电费按照当地同类型机组当月代理购电市场化采购平均价结算。同类型机组当月未形成代理购电市场化采购电量的，按照最近一次同类型机组月度代理购电市场化采购平均价结算。发电机组和新型储能在完成整套设备启动试运行时间点起，执行现行电价政策。
各派出机构按照变动成本合理补偿的原则，确定调试运行期火电、水电机组辅助服务分摊标准，推动建立用户参与的辅助服务分担共享机制。调试运行期火电、水电机组分摊费用月结月清，原则上不超过调试运行期电费收入的10%。火电、水电机组在完成整套设备启动试运行时间点后3个月不具备商业运营条件的，且经核查认定属发电企业自身原因的，此期间辅助服务费用分摊标准按原标准2倍追溯执行，并在进入商业运营时点次月对已结算费用进行清算。
发电机组按国家有关文件规定注销电力业务许可证的，从电力业务许可证注销时刻起，或发电机组、新型储能改扩建按规定解网的，从解网时刻起，自动退出商业运营，并及时告知相关电网企业、电力交易机构。
发电机组和新型储能退出商业运营前，应与有关各方完成相关合同、协议的清算和解除工作。退出商业运营的发电机组和新型储能再次进入商业运营的，按照本办法进行商业运营的条件审核，履行相关程序并执行有关结算规定。
发电机组和新型储能与电网企业、电力调度机构对进入及退出商业运营发生争议的，应本着平等、自愿、诚信的原则协商解决。不能达成一致意见的，由国家能源局派出机构按有关规定进行协调和裁决。
国家能源局派出机构可根据本办法，结合辖区实际情况细化相关条款或制订实施细则。
本办法自XX年1月1日起施行。《发电机组进入及退出商业运营管理办法》（电监市场〔2011〕32号）、《国家能源局关于取消机组进入商业运营审批有关事项的通知》（国能监管〔2015〕18号）同时废止。已出台文件与本办法不一致的，以本办法为准。
《意见》指出新型储能进入商业运营应具备下列条件：
（一）签署项目启动验收交接书或鉴定书。
（二）完成并网运行必需的试验项目，电力调度机构已确认接入系统设备（装置）满足电网安全稳定运行技术要求和调度管理要求。
（三）签订并网调度协议和购售电合同。
水电以外的可再生能源发电机组、新型储能自首台机组或逆变器并网发电之日纳入电力并网运行和辅助服务管理。
发电机组和新型储能调试运行期上网电量，由电网企业收购，纳入代理购电电量来源，满足相关条件后可直接参与电力市场交易。
发电机组和新型储能自完成整套设备启动试运行时间点起至满足直接参与电力市场交易条件前，上网电量继续由电网企业收购，纳入代理购电电量来源。各地应适应当地电力市场发展进程，逐步缩小代理购电用户范围。
发电机组和新型储能调试电费按照当地同类型机组当月代理购电市场化采购平均价结算。同类型机组当月未形成代理购电市场化采购电量的，按照最近一次同类型机组月度代理购电市场化采购平均价结算。发电机组和新型储能在完成整套设备启动试运行时间点起，执行现行电价政策。
新型储能包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、超级电容、氢（氨）储能和热（冷）储能等。近年来，在相关政策指引和支持下，我国新型储能产业发展明显提速。
截至2021年底，我国已投运的新型储能装机规模达5.73GW，同比增长74.70%。根据国家能源局发布的相关数据，截至2022年底，全国已投运新型储能项目装机规模达8.7GW，平均储能时长约2.1小时。根据《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，预计到2025年国内新型储能装机规模将增至30GW。
2022，是中国储能产业高速发展的一年，政策、技术、应用、市场机制、产业链均实现了突破。根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能数据库的不完全统计，截止到2022年底，中国已投运的电力储能项目累计装机达59.4GW，其中新型储能累计装机规模达到12.7GW。
当前，我国新型储能市场呈现出以锂离子电池技术路线为主，新型储能技术多元化发展的格局。数据显示，截至2022年底，全国新型储能装机中，锂离子电池储能占比94.5%、压缩空气储能占比2.0%、液流电池储能占比1.6%、铅酸（炭）电池储能占比1.7%、其他技术路线占比0.2%。此外，飞轮、重力、钠离子等多种储能技术已进入工程化示范阶段。
分省域来看，截至2022年底，累计装机规模排名前5的省份分别为：山东155万千瓦、宁夏90万千瓦、广东71万千瓦、湖南63万千瓦、内蒙古59万千瓦。2022年新增装机规模排名前5名的省份分别为：宁夏89万千瓦，山东89万千瓦，湖北53万千瓦，湖南50万千瓦，内蒙古33万千瓦。
未来推动储能商业模式和价格机制进一步完善，还需多方面形成合力。
一是“分类施策”完善新型储能成本疏导机制，开展政策试点示范。对“新能源+储能”项目在并网、消纳、考核等方面给予支持，提高新能源企业建设储能的积极性。加快开展独立储能电站容量电价和电网替代性储能纳入输配电价的相关机制研究，在有条件地区开展先行先试。
二是持续推进电力市场体系建设，推动储能获取多重收益。加快推进电力中长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场等建设进度，推动储能作为独立主体参与各类电力市场，完善充分反映储能多重价值的市场机制，真正实现按效果付费。
三是强化新型储能技术创新和产业链建设，加快推动成本下降。加强以企业为主体、市场为导向、产学研用相结合的储能技术创新体系建设，着力推动新型储能技术多元创新、加速技术更新迭代，不断完善材料、部件、集成等上下游产业链，促进新型储能成本下降。
四是推动新型储能商业模式创新，促进源荷高效互动。加强新型储能与“云大物移智链”等信息技术结合，推动储能要素融入虚拟电厂、负荷聚合商、微电网等新兴市场主体，充分挖掘新型储能价值潜力。
五是研究储能支撑多领域减碳作用，探索参与碳交易。充分发挥储能在新能源乃至能源、交通、建筑等领域支撑减碳的价值，研究储能参与碳交易的方式，争取各领域减碳政策红利。
未来应当加强银企对接合作平台建设，加大对新型储能项目信贷支持，积极支持符合条件的新型储能企业在科创板、创业板等注册上市融资，落实促进科技金融深度融合的政策措施，发挥新型金融工具的助推孵化作用，支持初创型、成长型新型储能企业发展。鼓励各类资本设立新型储能产业基金及创新创业基金，按照市场化原则支持新型储能创新型企业，促进科技成果转移转化。鼓励银行业金融机构按照风险可控、商业可持续性原则支持新型储能产业发展，运用科技化手段为优质企业提供精准化、差异化金融服务。鼓励社会资本投资新型储能产业，在符合政策法规的前提下允许以独资、合资、合作、项目融资、私募股权融资、上市融资等多种方式支持新型储能产业健康发展。
商业银行应当积极支持新型储能项目的建设，尤其是国家和地方政府重点支持的项目类型，为相关的企业提供金融支持，从而促进新型储能行业的长期可持续发展。
热门
营业执照公示信息