吉林新型储能规划：全钒液流电池先行，高寒地区首创容量费用+现货市场收益模式
储能与电力市场获悉，4月15日，吉林省能源局关于印发《吉林省新型储能高质量发展规划（2024-2030年）》的通知。
截至2024年底，吉林省已建成新型储能项目规模231MW/643.5MWh。吉林省乾安县100MW/400MWh全钒液流电池储能示范项目已列入国家能源局新型储能试点示范项目，目前已经建成投产 。长春榆树100MW/200MWh磷酸铁锂储能电站已建成投产。
发展目标：到2027年，新型储能规模不低于1GW，新型储能年等效充放电循环达到300次。到2030年，新型储能规模不低于3GW。
商业模式：鼓励通过“容量费用+电力现货+电力辅助服务收益”模式疏导新型储能成本，积极支持各类市场主体创新新型储能商业模式。
电力市场：完善吉林省电力中长期、辅助服务市场，加快推进电力现货市场建设，推动建立电网侧独立储能电站容量补偿标准和政策，改善独立储能的盈利水平。
吉林省新型储能发展还存在调度应用效能有待提高、成本疏导机制尚不成熟、技术经济性有待提升、安全风险不容忽视等问题。
发展目标
到2027年，新型储能规模化发展取得新突破。新型储能规模不低于1GW，新型储能年等效充放电循环达到300次。大力推进大规模集中式储能建设，初步建成西部促进新能源消纳型储能重点区、中部电力保障型储能先行区、东部电网支撑型储能试点区。探索新型储能多元化应用，以长春市为重点开展工商业储能、台区储能、虚拟电厂等试点示范，助力长春现代化都市圈发展。
到2030年，新型储能高质量发展实现新跨越。新型储能规模不低于3GW。“一城、三区、四基地”发展格局全面建成，增强新能源消纳能力，与抽水蓄能协同发展。
图“一城、三区、四基地”储能发展布局图
图源：《吉林省新型储能高质量发展规划（2024-2030年）》
建设单体项目容量大的压缩空气、液流电池等储能电站，在关键节点更好地发挥系统支撑调节作用；发展小规模的用户侧分布式储能。
主要任务
文件指出，主要任务围绕电源侧储能融合发展、电网侧储能合理布局、用户侧储能灵活应用、新型储能科技创新、完善储能机制、规范储能管理体系、储能产研协同推进七大专项开展行动。
电源侧储能融合发展：主要包括推动“绿电+消纳”项目应用，因地制宜地合理配置储能系统；助力“吉电入京”特高压外送基地建设；推进常规电源与储能融合发展，支持火电项目合理配置新型储能；鼓励新能源场站合理按需配储，支持新能源发电企业通过租赁或建设储能项目，减少“弃风”“弃光”现象，支持源网荷储一体化和多能互补项目开发建设。
电网侧储能合理布局：在新能源富集地区重点布局调节型储能，如吉林西部松辽清洁能源基地、送出断面；在负荷中心地区优先布局保供型储能，如吉林中部负荷密集接入、电力供需形势紧张、电力需求波动大、输电走廊和站址资源紧张的地区布局新型储能；在网架薄弱地区试点布局保障型储能，如吉林东部电网边缘和末端布局新型储能，优化电网结构，增强电网的韧性与可靠性，保障偏远地区的电力供应。
用户侧储能灵活应用：鼓励多类型用户建设储能电站，在产业园区、工业企业、数据中心枢纽等场区建设用户侧储能电站；支持配电网侧储能灵活应用，有变压器增容需求客户，优先通过配建储能设施，替代变压器增容需求；推动新型经营主体创新发展，如长春市重点建设新型储能应用示范城市，鼓励建设小规模的用户侧分布式储能，建设省级虚拟电厂聚合、交易和协同控制平台，推动分布式储能聚合参与虚拟电厂。
新型储能科技创新：推进高寒地区实证基地建设，开展有吉林特色的技术路线探索，重点聚焦钠离子电池、压缩空气储能和液流电池等前沿技术领域，推进产学研用协同创新，如白城地区建设高寒地区新型储能实证基地，推进构网型储能项目建设；推动电氢储融合发展，全面落实“绿氢+产业”战略部署，加强与化工生产基地合作，推动多种储能技术的联合应用，开展复合型储能试点示范项目；储能先进技术开展攻关，鼓励新型储能骨干优势企业与省内重点院校和科研机构密切合作，参与国家新型储能示范项目申报。
完善储能机制：在拓展新型储能商业模式、建立健全新型储能市场交易机制、鼓励参与辅助服务市场、强化用户侧支持政策四方面开展行动。
——拓展新型储能商业模式，鼓励通过市场化方式探索形成新型储能可持续发展的商业模式，健全新型储能容量租赁机制。鼓励通过“容量费用+电力现货+电力辅助服务收益”模式疏导新型储能成本，积极支持各类市场主体创新新型储能商业模式；
——建立健全新型储能市场交易机制，完善我省电力中长期、辅助服务市场，加快推进电力现货市场建设。加快完善新型储能参与各类电力市场的准入条件、交易机制、技术标准和价格形成机制。2029年全国统一电力市场全面建成后，支持新型储能参与多层次市场。推动建立电网侧独立储能电站容量补偿标准和政策，改善独立储能的盈利水平；
——鼓励参与辅助服务市场，鼓励新型储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式参与电力辅助服务市场。因地制宜完善适合新型储能的辅助服务市场机制，丰富辅助服务交易品种，研究顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动、惯量支持等辅助服务模式。鼓励辅助服务市场按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担” 的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊费用；
——强化用户侧支持政策，有效衔接电价市场化改革和分时电价机制，更好发挥电价信号引导作用，充分挖掘需求侧资源潜力。有效发挥新型储能在用户侧优化调节用电负荷的能力，激励用户主动削峰填谷，通过需求侧响应策略降低用电成本。
规范储能管理体系：充分衔接规划与年度项目管理，统筹系统需求与新能源发展情况，结合抽水蓄能实际建设情况，开展新型储能需求滚动调整；加强并网运行调度管理，建立和优化适应新型储能项目建设周期的接网工程项目建设管理流程，公平无歧视为新型储能项目提供电网接入服务；建立新型储能管理平台，开展数字化监督管理、建立各级政府、开发企业和电网间信息沟通渠道，支撑新型储能电站管理和效益评估，根据平台管理要求上传数据；加强安全监督管理，新型储能电站项目单位要按照国家相关规定落实企业安全生产和消防安全主体责任。
开展储能产研协同推进：推动产学研用协同发展，加大新型储能关键技术和装备研发力度，开展储能前瞻技术研究；加快成果转化落地，鼓励省内储能生产制造企业加强技术创新，支持新型储能技术研发成果落地示范应用，加强对新型储能重大示范项目分析评估，为其数据支撑；加快全产业链建设，重大项目建设引导新型储能核心技术装备自主可控水平的提升，培育本土企业发展推动新型储能产业壮大规模提升实力，优化锂电池产业区域布局。
另外，保障措施方面，文件表示要加强统筹协调，建立政府与企业共同参与的新型储能发展多部门协调机制，促进信息流通与资源共享，实现协同作业。强化任务实施，各市州能源主管部门要将本规划确定的指标、重点任务和相关项目列入本地区能源电力发展规划计划，确保规划的连贯性与落地性。加大政策支持，充分发挥政策的引领与扶持作用，统筹利用中央及地方相关政策资源，形成政策合力，精准投向新型储能产业的关键领域。加强监督评估，建立全流程、全方位的监督评估体系是保障规划顺利实施的关键环节。
原文如下：
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吉林省新型储能高质量发展规划
