尊敬的何文江代表：

您提出的关于促进沈阳市储能技术发展的建议收悉，我委高度重视，经认真梳理，现就相关情况答复如下：

储能作为化石能源向可再生能源过渡的关键技术，既可以实现负荷削峰填谷，增加电网调峰能力，又能参与系统调频调压，提高电网安全稳定性，对于我国能源绿色转型、安全发展具有十分重要的意义。

一、鼓励投资建设储能设施

2017年9月，国家发展改革委、国家能源局等五部门联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》（发改能源〔2017〕1701号），肯定了储能的应用价值。

2020年6月，国家发改委、国家能源局联合发布了《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号），明确了储能可参与电力中长期交易。

2021年2月，国务院印发《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》（国发〔2021〕4号），提出加快大容量储能技术研发推广、提升电网汇集和外送能力；国家发展改革委 国家能源局印发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号），提出合理配置储能设施、探索构建新型电力系统等要求。

目前，省发改委正按照国家能源局要求，结合电力“十四五”规划，征集电力源网荷储一体和多能互补项目并制定实施方案。我市积极报送优选项目，争取纳入国家发展规划。

二、支持参与电力辅助服务市场

为保障东北区域电力系统安全、稳定、经济运行，缓解热、电之间矛盾，深入调峰挖潜、促进清洁能源消纳，2017年，东北能源监管局组织启动东北电力辅助服务市场，出台了《东北电力辅助服务市场运营规则》（2020年修订），鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施。蓄电设施通过在低谷或弃风、弃光、弃核时段吸收电力、其他时段释放电力，为电网提供调峰辅助服务并获取相应补偿费用。

一是充电功率在1万千瓦及以上、持续充电时间4小时以上的电储能设施，可参加发电侧调峰辅助服务市场；

二是在火电厂计量出口内建设的电储能设施，与机组联合参与调峰；在风电场和光伏电站计量出口内建设的电储能设施，充电能力由所在风电场和光伏电站优先使用，双方协商确定补偿费用；

三是用户侧电储能设施可与风电、光伏企业协商开展双边交易，服务费用的计算按有关规定执行。

目前，省发改委拟出台政策，针对配置一定规模储能的新能源低价上网竞争项目，给予申报电价调减（约0.03元/千瓦时）激励，确保同等条件下优先获得开发权。

三、推动“新能源+储能”发展

我国电力市场价格机制尚不完善，储能应用还没有较成熟的市场化商业模式，储能设施的建设、运营等成本仍然较高，一定程度上制约着储能产业的发展。

目前，国家能源局正会同有关部门开展新型储能“十四五”规划研究，组织对《关于加快推动新型储能发展的指导意见》进行广泛征求意见，将明确新型储能发展目标、重点任务和保障措施，指导地方科学引导本地区新型储能的发展；同时，将会同有关部门开展新型储能发展的综合性政策研究，重点破解新型储能发展中存在的价格、市场等体制机制的约束，以促进技术装备和商业模式创新。

今后，随着科技不断进步、电力体制改革持续推进，通过广泛参与调峰、调频辅助服务市场、现货市场、需求侧响应等交易，储能综合成本还会有较大下降空间，“新能源+储能”模式将获得更加广阔的发展空间。

感谢您对沈阳市能源发展工作的重视和关心。