贵州新型储能管理办法出台，新能源需按10%/2h配储，电网侧储能年调用不少于300次
储能与电力市场获悉，5月23日，贵州省能源局发布了《贵州省新型储能项目管理暂行办法（征求意见稿）》。
根据征求意见稿，贵州将推动源、网、荷储能多元化发展。其中：
电网侧储能，原则上单个项目不小于50MW/100MWh，鼓励向独立、共享方向发展。电网侧新型储能项目年调度完全充放电次数应不少于300次。 电源侧储能，建立“新能源+储能”机制。“十四五”以来建成并网的风电、集中式光伏发电项目（即2021年1月1日后建成并网的项目）暂按不低于装机容量10%的比例（时长2小时）配置储能电站。配置储能电站可由企业自建、共建或租赁。租赁储能容量，租赁协议年限原则不低于3年，鼓励签订5年及以上中长期协议。 用户侧储能，鼓励微电网、大数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等建设新型储能项目，在落实建设、安全条件情况下拓展不同应用场景。 新型储能项目规划选址应充分考虑安全条件，严禁设置在高层建筑、商业综合体、人员密集场所内。确因需要设置在以上场所内时，项目单位应当委托第三方机构进行安全专项评估，能源主管部门应当组织住房与城乡建设、消防救援等部门及专家评审。 征求意见稿明确了储能电站的备案、并网流程，运行调度管理规则，以及市场交易方式。 在并网接入方面，坚持“总量控制，先建先接，能并尽并”原则，在同一区域项目，优先保障建设较快项目并网。电网企业应根据新型储能发展规划，统筹开展配套电网规划和建设，电网配套工程与新型储能项目建设需相互协调，为新型储能项目提供公平无歧视的电网接入。电网规划滞后的，配套接网工程由新型储能项目投资主体优先建设。 在市场交易方面，征求意见稿指出：新型储能可作为独立储能参与电力市场，通过参与中长期交易、现货交易等市场获得收益，通过参与辅助服务市场提供调峰、调频、备用等辅助服务获得收益。 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。
（本文来自储能与电力市场）
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