全国电力安全生产委员会各企业成员单位，有关电力企业：

为深入贯彻习近平总书记重要指示批示精神，认真落实党中央、国务院关于安全生产的重大决策部署，进一步加强电化学储能电站安全管理。现就有关事项通知如下。

一、高度重视电化学储能电站安全管理

（一）提高思想认识。随着能源转型的不断深入，电化学储能电站已成为电力系统稳定运行的重要组织部分。各单位要深入贯彻落实总体国家安全观和“四个革命、一个合作”能源安全新战略，统筹发展和安全，坚持“人民至上、生命至上”，以高度的责任感和使命感加强电化学储能电站安全管理工作，坚决遏制电化学储能电站安全事故发生。

（二）落实主体责任。业主（项目法人）是电化学储能电站安全运行的责任主体，要将纳入备案管理的接入10千伏及以上电压等级公用电网的电化学储能电站安全管理纳入企业安全管理体系，健全安全生产保证体系和监督体系，落实全员安全生产责任制，健全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制，依法承担安全责任。其他电化学储能电站也要按照相关规定加强安全管理。

二、加强电化学储能电站规划设计安全管理

（三）加强风险评估。在电化学储能电站项目规划过程中，要坚持底线思维，加强安全风险评估与论证，合理确定电化学储能电站选址、布局和安全设施建设。要保障安全生产投入，确保安全设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行和使用。

（四）加强设计审查。应当委托具备相应资质的设计单位开展设计工作，并组织开展设计审查。设计文件应符合有关法律法规、国家（行业）标准，安全设施的配置应满足工程施工和运行维护安全需求。要按照档案管理规定保存好全过程的档案资料。

三、做好电化学储能电站设备选型

（五）严格设备把关。坚持质量第一，选用的设备及系统应当符合有关法律法规、国家（行业）标准要求，并通过具备储能专业检测检验资质的机构检验合格。要根据相关技术要求，优选安全、可靠、环保的产品。

（六）加强到货抽检。开展电化学储能电站的电池及其管理系统等到货抽检应当委托具备储能专业检测检验资质的机构。抽检选样要满足批次和产品一致性抽样要求。抽检结果应当满足国家（行业）标准安全性能技术要求。

四、严格电化学储能电站施工验收

（七）加强施工管理。电化学储能电站建设应当依法委托具备相应资质等级的施工单位。要按照有关法律法规、国家（行业）标准保障电站安全建设投入，规范安全生产费用提取和使用。要加强施工现场管理，对重点部位、重点环节加强监控，定期组织开展施工现场消防安全检查。

（八）严格施工验收。电化学储能电站投产前，要组织开展工程竣工验收，应当按照国家相关规定办理工程质量监督手续，通过电站消防验收。

五、严格电化学储能电站并网验收

（九）做好并网准备。开展电化学储能电站并网检测应当委托具备储能专业检测检验资质的机构。并网验收前，要完成电站主要设备及系统的型式试验、整站调试试验和并网检测。

（十）加强并网验收。电网企业要积极配合开展电化学储能电站的并网和验收工作，对不符合国家（行业）并网技术标准要求的电站，杜绝“带病并网”。应当优化调度运行方案，在并网调度协议中明确电站安全调度区间，并严格执行。

六、加强电化学储能电站运行维护安全管理

（十一）明确委托责任。在委托运维单位进行电化学储能电站运行维护时，应当明确双方的安全责任，并监督运维单位严格执行运行维护相关的各项法律法规与国家（行业）标准，履行相关安全职责。

（十二）强化日常管理。将电化学储能电站的运行维护纳入企业安全生产日常管理，严格落实安全管理规定。要制定电站运行检修和安全操作规程，定期开展主要设备设施及系统的检查，开展电池系统健康状态的评估和检查。

（十三）规范信息报送。积极配合参与电化学储能电站安全监测信息平台建设，按照有关规定报送电池安全性能、电站安全运行状态、隐患排查治理、风险管控和事故事件等安全生产信息，提升电站信息化管理水平。

（十四）加强人员培训。定期组织电化学储能电站从业人员开展教育培训，不断提升业务技能，确保熟悉电站电池热失控、火灾特性，掌握消防设施及器材操作规程和应急处置流程。电站控制室、电池室等重点部位的工作人员应当通过专业技能培训和考核，具备消防设施及器材操作能力。

（十五）加强退役管理。应当按照电化学储能电站设计寿命、安全运行状况以及有关国家（行业）标准，规范电站、电池的退役管理。

七、提升电化学储能电站应急消防处置能力

（十六）落实消防责任。明确电化学储能电站消防安全责任人和消防安全管理人，履行消防安全管理职责，定期进行防火检查、防火巡查和消防设备维护保养，确保消防设施处于正常工作状态。

（十七）开展应急演练。结合电化学储能电站事故特点，组织编制应急专项预案和现场处置方案，配备专业应急处置人员和满足电站事故处置需求的应急救援装备，定期组织开展电解液泄漏处置、电池热失控、火灾等应急演练。

（十八）建立联动机制。加强沟通协调，主动向本地区人民政府应急管理部门、消防救援机构报备电化学储能电站应急预案，做好应急准备，与本地区人民政府有关部门建立消防救援联动机制。

请各电力企业高度重视，加强电化学储能电站安全管理。本通知执行过程中，如有问题和建议，请及时反馈国家能源局电力安全监管司。

国家能源局综合司
2022年4月26日

国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司

关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知

发改办运行〔2022〕475号

尽管烈日炎炎，在山东省肥城经济开发区，由中科院工程热物理研究所建设，投资16亿元建设规模310MW的压缩空气储能调峰电站项目正在加紧建设。目前膨胀机、压缩机和换热系统已安装完毕，正在进行30万m³盐穴改造、35KV输配电线路建设，预计下半年并网发电，项目建成后将成为国内首个商业化运行的压缩空气储能调峰电站。

肥城境内岩盐、石膏、花岗石等矿产资源丰富，主要分布在肥城经济开发区，其中已探明储量岩盐50.2亿吨。目前，山东信发集团、天津渤化集团、山东盐业总公司先后落户肥城经济开发区，投资建设了3家大型制盐企业，年制盐规模突破700万吨，山东信发集团真空制盐的年产量就达到500万吨。

不可再生资源总有“吃干榨净”的时候，永续发展必须“另辟蹊径”。近年来，肥城经开区对资源性招商引资项目进行“精挑细选”，有些项目被重新“打包”，有些被拒之“门外”。针对有些深达上千米的地下盐穴，肥城经开区两年多来聚焦的“目光”始终没有转移，下决心把生态“包袱”变成绿色“财富”。落地建设的压缩空气储能调峰电站项目，成为肥城经开区延伸盐产业链条，推动传统制盐业实现转型升级的“开篇巨作”。

“该项目是国家科技部重点研发计划项目，列入全国《首台(套)重大技术装备推广应用指导目录》。通过纯物理过程，进行空气压缩储能，不产生任何污染，100MW项目技术转化率可达到70%以上。”据肥城经开区党工委书记、管委会主任步文介绍，项目采用的百兆瓦先进压缩空气系统由中科院工程热物理研究所陈海生团队研发，是国际领先的压缩空气储能发电集成系统；水平联通井盐穴利用技术由中科院武汉岩土力学研究所杨春和院士团队研发，技术均处于国际领先地位。

“盐链”延伸，带动转型。该项目不仅带动了盐穴综合利用产业发展，还能用于储能、储气、储氢。目前，山东国惠集团计划投资49.95亿元、总库容10亿m³的盐穴储气库群已完成前期测试，一期3.2亿m³的盐穴实验储气库即将开工建设。

据了解，压缩空气储能已写入国家“十四五”规划，项目可实现电网内循环，是替代火力发电，实现节能减排、可再生能源消纳、电网“削峰填谷”的重要手段，将助力国家“碳达峰、碳中和”目标的实现。目前，项目正在建设10MW示范项目，全部建成后预计年可实现发电量近33亿千瓦时，销售收入约20亿元，利润5.2亿元。 

记者从国家能源局获悉，一季度，全国基建新增发电装机容量2351万千瓦，比上年同期多投产996万千瓦。其中，水电109万千瓦、火电1060万千瓦、核电115万千瓦、风电526万千瓦、太阳能发电533万千瓦，可再生能源发电新增装机占比超过50%。 

能源行业是实现碳达峰碳中和目标的重点领域，新能源的大规模接入对电网的平衡调节能力提出了更高要求。“双碳”目标下，国家电网如何提升电网平衡调节能力？本报记者带您一探究竟。 

“水火” 联合 

当前，“碳中和”已经成为全球共识。实现碳达峰碳中和是我国向世界作出的庄严承诺，也是一场广泛而深刻的经济社会变革。 

能源行业是实现碳达峰碳中和目标的重点领域。我国已成为全球新能源装机规模最大的国家，能源结构也在发生变化，可再生能源发电装机容量在2020年年底已经占全部发电装机容量的41%。新能源具有随机性、波动性、间歇性等特点，大规模开发并网后，电力系统“双高双峰”特征日益凸显，对确保电网安全运行和电力可靠供应带来了巨大挑战。 

提高平衡调节能力，电网需要一个“智慧大脑”。“电难以大规模储存，它就像一辆没有制动装置的车辆一样，无法在某个地方停留，其生产、输送和消费在同一时间完成，因此大电网需要调度系统这一‘智慧大脑’作为灵活高效运转的‘指挥’。”华东电力调控分中心水电及新能源处副处长陆建宇表示。 

电力调度不仅关乎电力系统的安全稳定运行，更关乎千家万户用电和社会经济的正常运转。今年，国家电网有限公司“一体四翼”发展布局提出将进一步加强全网统一调度，完善跨省备用共享机制，统筹全网调峰资源，在电源清洁化水平快速提升的基础上，继续助力新能源利用率保持在较高水平。 

火电的灵活性改造一直是提升电网平衡调节能力的重要内容。2020年，“三北”地区完成火电机组改造2466万千瓦。“十三五”期间，国家电网经营区内累计完成煤电机组改造1.62亿千瓦，其中“三北”地区完成火电机组容量改造8241万千瓦，增加调节能力1501万千瓦。 

“简单来讲，火电灵活性改造，就是解决‘吃’和‘消化’的问题。所谓‘吃’就是燃料，所谓‘消化’就是运行控制，两者缺一不可。”东南大学能源与环境学院博士生导师吕剑虹这样解释灵活性改造的实质。 

吕剑虹介绍，机组灵活性改造主要包括两个方面的含义，一是增加机组运行灵活性，即要求机组具有更快的变负荷速率、更高的负荷调节精度及更好的一次调频性能；二是增加锅炉燃料的灵活性，即机组在掺烧不同品质的燃料下，确保锅炉的稳定燃烧以及机组在掺烧工况下仍有良好的负荷调节性能。 

想要电网更加灵活，不仅要改造“火”，还要利用“水”。3月19日，国家电网发布了服务碳达峰碳中和、构建新型电力系统、加快抽水蓄能开发建设重要举措。一座座抽水蓄能电站开工建设，对于优化电源结构、提高电力安全稳定运行水平、促进节能减排和清洁能源消纳等具有重要意义。 

陆建宇解释，大规模开发的风电最终能顺利并网消纳，需要大规模抽水蓄能电站来实现配套输送。抽水蓄能电站利用电力系统中多余电能，把下水库内的水抽到上水库内，以位能方式蓄存起来，系统需要电力时，再从上水库放水至下水库进行发电。 

“抽水蓄能是目前技术最为成熟的大规模储能方式，具有调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动六大功能，以及超大容量、系统友好、经济可靠、生态环保等优势，有效保障了高比例新能源电力系统安全稳定运行和提升新能源利用水平。”陆建宇说。

如今，抽水蓄能机组网厂协调能力不断提升。以华东地区为例，今年，国网华东分部已经成功组织了溧阳、绩溪、宜兴等3家抽水蓄能电站完成首批成组启停机优化试验，并投入试运行。优化后，抽蓄机组启停时对电网的功率波动影响下降50%以上，抽水蓄能电站科学调度水平再上新台阶。 

据了解，2020年，国家电网经营区抽水蓄能电站平均综合利用小时数为2585小时，多消纳新能源电量306亿千瓦时。“十三五”期间，国家电网经营区抽水蓄能电站累计多消纳新能源电量864.3亿千瓦时，抽水蓄能已成为新型电力系统促进新能源消纳，服务碳达峰碳中和目标的重要支撑。 

源荷互动

 今年年初，国网吉林省电力有限公司承建的东北地区首个火电—储能联合调峰示范工程并网运行，该工程成为科技项目“储能融合火电机组参与电网调峰辅助服务的源储网协调运行关键技术研究及应用”成果落地的重要一环。

 “按照吉林电网现有的调峰需求，以单个火电厂增配5万千瓦/20万千瓦时的磷酸铁锂储能电站来测算，一年可为新能源发电增加上网空间9000万千瓦时，相当于节约标准煤2.7万吨，减排二氧化碳7.3万吨。”吉林电力科学研究院新能源技术研究专责王佳蕊介绍。

 在推进火电机组灵活性改造、满足新能源调峰需求的同时，国网吉林电力还通过优化新能源机组运行管理，提升了新能源利用率。

 “风电场单场站容量小、接入点分散，现场人员发现和解决电能质量问题的能力弱，急需可靠的现场并网性能测试和技术监督。”中广核大岗子风电场运维总监郭永刚说出了很多新能源场站面临的共同问题。如今，国网吉林电力初步建成了新能源优化运行管理与调控平台，实现了对新能源场站涉网性能、运行质量的全息立体诊断，辅助电网侧有针对性地加强新能源涉网安全管理，提供技术支撑服务，促进新能源场站运行水平提升。

 源网荷储互动支撑平台基于市场机制，引导分布式发电、储能、电动汽车、智能家居等负荷主动参与电网调控，增强了电网备用、调峰、调频能力。以可调节资源库建设为基础，国家电网积极拓展源网荷储应用场景，不断挖掘各类调节资源潜能，进一步促进电力系统运行由“源随荷动”向“源荷互动”“荷荷互动”转变。 

不仅如此，国家电网还聚焦电网调节能力，开展多元智能协同调度，完善了调度支持手段，在陕西，开发虚拟电厂协调控制系统，将常规电源、新能源等多种电源组成联合控制单元，通过多能互补和复杂断面的协调控制，智能化实现新能源发电最大化；在四川，研发联合运行控制与智能调度系统，优化提出水光蓄联合运行模式及调控方式，支撑水电和光伏电站中长期、日前、日内滚动发电计划制定；在安徽，开展虚拟电厂试点建设，初步建成虚拟电厂集中控制平台，具备类似常规电厂的调频、调峰、调压能力。 

此外，国家电网还攻关新能源关键技术，精细化分析新能源及网架运行特性，在保障安全的情况下大幅提升通道送出能力。

5月6日，华北电网新能源最大发电电力达9600万千瓦，占当时华北电网负荷比例的46.5%；日发电量达15.46亿千瓦时，占华北电网当日用电量的33.7%，发电电力和电量均创历史新高。当日新能源发电出力创新高时，国网华北分部对新能源发电出力的预测准确率达97%，为新能源高比例纳入电力平衡和高效消纳提供了支撑。

“我们在调度系统首次应用了电磁暂态仿真技术分析新能源送出能力，研究细化系统短时过电压耐受能力，提高新能源送出能力。今年4月，锡盟特高压送出工程、张北—雄安特高压交流工程送端的新能源送出能力分别提高到了370万千瓦、290万千瓦，较原能力分别增加220万千瓦、90万千瓦。”华北电力调控分中心主任江长明表示。 

省间互济 

跨区输电是解决新能源消纳、加强区域资源互济的重要渠道。想要为网内富余新能源“谋出路”，可调节负荷资源的跨省互济必不可少。 

3月15日，河南省结束了调峰相对困难的供暖期。“十三五”期间，河南新能源装机容量年均增速达到93%，为全国增速最快的地区。在供暖期内，河南电网“一日两难”特征明显，午间、后夜时段新能源电力存在较大消纳压力。 

“省间调峰辅助服务机制本质属于发电替代，通过富余可再生能源电力对燃煤火电实现替代，可以提高新能源利用率，促进火电减发减排。”国网华中分部相关负责人表示，国网华中分部充分发挥省间调峰辅助服务市场机制作用，利用省间通道剩余空间和网内其他省份富余调峰资源，在电网调度环节灵活组织实施跨省调峰互济，保障了河南电网的稳定运行。

省间电网调峰互济增多，是全网统一调度的重要体现。2020年，西北、东北、华北、华中电网组织省间调峰互济分别达到3.5万次、700次、508次、280次，共计多消纳新能源电量344.8亿千瓦时，打破了省间壁垒，提高了跨区输电通道利用效率。 

值得注意的是，华中电力调峰辅助服务市场于2020年5月15日正式运行，进一步丰富了消纳河南新能源电力的调度“工具箱”。 

4月27日，华中电力调峰辅助服务市场开展了首次调电结算试运行，对华中电网调峰资源进行跨省配置。其间，河南在低谷和腰荷两个时段分别申报了调峰需求，湖北、湖南、江西分别申报了富余调峰能力。湖北、湖南、江西11家燃煤火电厂和抽水蓄能电站通过自主报价参与省间调峰辅助服务日前市场竞价，经过市场出清，湖北2家燃煤火电厂、江西3家燃煤火电厂和1家抽蓄电站中标，其中，江西某抽水蓄能电站1台30万千瓦机组在低谷时段抽水帮河南调峰。 

这是华中电力调峰辅助服务市场开展的省间调峰辅助服务交易品种之一。华中电力调控分中心调度计划处副处长黄海煜表示，目前华中电力调峰辅助服务市场有两个交易品种，除上述的省间调峰辅助服务交易外，另一个是省间备用辅助服务交易。 

“省间调峰辅助服务交易是指在省内火电已达最小开机方式且省内调峰资源用尽后，负备用不足省的发电厂与调峰资源富余省的发电厂之间开展的日前、日内省间发电替代交易和抽水蓄能机组跨省调用；省间备用辅助服务交易是指省级电网旋转正备用容量无法满足备用要求时，正备用不足省级电网企业与备用富余省的发电厂之间开展的日前省间备用容量交易。”黄海煜解释道。 

燃煤机组参与深度调峰时，不但供电煤耗会增加，对机组寿命也会有较大影响。在让煤电承担更多调峰功能的同时，如何补偿这份责任造成的损失，也是一个值得探讨的问题。 

对此，国网能源研究院副总工程师马莉指出，一是构建调峰、备用省间辅助服务市场，省内调节能力不足时可以省间调峰。二是构建辅助服务成本分摊机制，按照“谁受益、谁承担”原则，建立用户与发电共同承担辅助服务成本的机制。三是丰富辅助服务交易品种，如开发爬坡类产品、系统惯性服务、无功支撑服务等。

 此外，国家电网还为调峰辅助服务市场的推进提供了技术支撑。 

自动发电控制（AGC）是并网发电厂提供的有偿辅助服务之一，发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度交易机构下发的指令，按照一定调节速率实时调整发电出力。 

今年以来，国网华北分部加大网企（厂）双向交流沟通，组织联络协调会加强宣贯，实施机组计划检修“20%深度调峰改造优先”等具体举措。 华北电力调控分中心党总支书记张哲表示，下半年，京津唐电网列入计划开展20%深度调峰改造机组32台、总装机容量1516万千瓦。20%~50%不同程度深度调峰改造机组8台、总装机容量262万千瓦，共计容量1778万千瓦，占当前京津唐电网火电总装机的25.6%，并将全部通过AGC自动调整实现深度调峰。全部完成改造后，将提高京津唐电网调峰能力410万千瓦，相当于增加约800万~1000万千瓦风电机组建设空间，预计全年可增加新能源发电量200亿千瓦时。 “调度机构进行火电机组深调，通常低于50%需要退出AGC，通过电话指令对火电机组进行深度调峰。但国网华北分部的AGC低于50%也不用退，实现了机组出力深调自动调整，自动执行市场出清结果，不用人为干预，效率显著提高。”华北电力调控分中心计划处处长陈之栩说。

6月7日，山东省能源局发布《关于促进全省可再生能源高质量发展的意见》公开征求意见的公告。

　　《征求意见稿》指出，到2025年，（风）光储一体化基地力争建成投运容量2000万千瓦左右。“十四五”期间，新增乡村分布式光伏装机1000万千瓦以上、生物质发电装机50万千瓦，新增城镇分布式光伏装机500万千瓦左右。同时，自2021年起，新增集中式风电、光伏发电项目原则上按照不低于装机容量10%配建或租赁储能设施，配套储能设施按照连续充电时间不低于2小时。并鼓励有条件的风电、光伏发电项目按照相关标准和规范配套制氢设备，制氢装机运行容量视同配建储能容量。

　　以下为原文

关于促进全省可再生能源高质量发展的意见（征求意见稿）

　　为贯彻落实碳达峰、碳中和战略目标，积极构建以新能源为主体的新型电力系统，加快形成可再生能源开发利用新业态、新模式、新机制，促进全省可再生能源高质量发展，现提出如下意见。

　　一、内外统筹，拓展可再生能源开发空间

    　（一）加快开发建设海上风电基地。编制实施《山东海上风电发展规划（2021-2030年）》，研究出台支持海上风电发展的配套政策，2021年建成投运两个海上风电试点项目，实现我省海上风电“零突破”。“十四五”期间，我省海上风电争取启动1000万千瓦。

　　（二）建成风光储一体化基地。充分利用鲁北盐碱滩涂地和鲁西南采煤沉陷地，因地制宜发展光伏发电、风电等可再生能源，建设（风）光储一体化基地。按照发改能源规〔2021〕280号文件精神，严格落实规划选址、土地、生态红线、电力接入等条件,推动源网荷储一体化项目和多能互补项目建设。到2025年，（风）光储一体化基地力争建成投运容量2000万千瓦左右。

　　（三）开拓外电入鲁通道配套可再生能源送电基地。统筹省内、省外资源，构建可再生能源开发新格局。推动银东直流、鲁固直流、昭沂直流等在运通道配套电源调整优化，在确保安全的前提下，最大限度多送可再生能源电量。支持省内能源企业“走出去”，主导或参与配套可再生能源电源基地建设。到2025年，建成省外来电可再生能源配套电源基地装机规模力争达到1000万千瓦，已建成通道可再生能源送电比例原则上不低于30%，新建通道不低于50%。

　　（四）统筹可再生能源和乡村振兴融合发展。开展整县（市、区）分布式光伏规模化开发试点，形成易复制、可推广的山东经验。提升绿色示范村镇建设标准，实施“百乡千村”生态乡村示范工程。鼓励农光互补、渔光互补等综合利用项目建设，创新利用农村集体未利用土地作价入股、收益共享机制。因地制宜建设生物质制气、热电联产项目，助力乡村振兴。“十四五”期间，新增乡村分布式光伏装机1000万千瓦以上、生物质发电装机50万千瓦。

　　（五）因地制宜发展城镇分布式光伏。倡导光伏建筑融合发展理念，支持党政机关、学校、医院等新建公共建筑安装分布式光伏，在新建的交通枢纽、会展中心、文体场馆、CBD中央商务区、工业园区等开展光伏建筑一体化项目示范。鼓励城镇居民在自有产权住宅屋顶安装分布式光伏。“十四五”期间，新增城镇分布式光伏装机500万千瓦左右。

　　二、多措并举，保障可再生能源集中消纳

　　（六）提升大电网支撑保障作用。超前规划建设三大海上风电基地、鲁北风光储一体化基地等可再生能源富集地区汇集、送出的输变电工程，提升大电网接入能力、送出能力和安全稳定运行水平。靶向改造升级配电网，实现分布式电源能接尽接。强化“云大物移智链”技术应用，加快市场体系建设，实现源网荷储多向互动、友好协同调节，积极构建适应高比例可再生能源的新型电网。

　　（七）加快煤电机组灵活性改造。“十四五”全面完成直调公用煤电机组灵活性改造，在役纯凝机组（稳燃工况，下同）最小技术出力达到30%、热电联产机组最小技术出力达到40%；新上纯凝、热电联产机组最小出力分别达到20%和30%；有条件的可加大深调改造力度。按计划按标准完成灵活性改造任务的，煤电新增深调能力的10%可作为所属企业新建可再生能源项目的配套储能容量。

　　（八）推动抽水蓄能电站高效开发利用。积极适应可再生能源高比例发展新形势，加快建设沂蒙、文登、潍坊、泰安二期抽水蓄能电站。开展新一轮抽水蓄能规划选点，力争枣庄山亭、青州朱崖等项目纳入国家中长期规划，适时启动前期研究论证。推动抽水蓄能电站纳入市场运营。支持鼓励抽水蓄能电站开发建设，所发电量视作风电、光伏发电所发电量，计入当地非水可再生能源电力消纳责任权重。到2025年，建成抽水蓄能电站400万千瓦，在建规模400万千瓦。

　　（九）规范自备煤电机组参与电网调峰。强化自备机组调峰和可再生能源消纳责任，2021年底前，具备条件的并网直调自备机组进入辅助服务市场。建立自备机组调峰奖惩考核机制，将其参与电网调峰所减发电量的50%作为奖励，计入该企业的可再生能源电力消纳量；对于不参加电网调峰的并网自备机组（背压机组除外），按其自发电量占全社会用电量比重，分摊因电网调节能不足造成的弃风弃光电量，相应加重该企业消纳责任权重。

　　（十）加快储能设施建设。自2021年起，新增集中式风电、光伏发电项目原则上按照不低于装机容量10%配建或租赁储能设施，配套储能设施按照连续充电时间不低于2小时，且满足我省相关标准要求，与发电项目同步规划、同步建设、同步投运。开展电化学储能示范试点，完善储能商业盈利市场机制。鼓励有条件的风电、光伏发电项目按照相关标准和规范配套制氢设备，制氢装机运行容量视同配建储能容量。

　　三、改革创新，促进可再生能源电力就地就近消纳

　　（十一）创新就近消纳机制。完善分布式发电试点市场化交易规则，按照稳妥有序、试点先行、发用协同、曲线耦合原则，选择多能互补、调节能力强的可再生能源场站组织开展“隔墙售电”交易试点。在工业负荷大、新能源条件好的地区，支持分布式电源开发建设和就近消纳，结合增量配电网等工作，开展源网荷储一体化绿色供电园区试点建设。

　　（十二）压实各类主体消纳责任。严格落实可再生能源电力消纳责任权重考核政策，按年分解压实地方和各类市场主体消纳责任。加快推动全省超额消纳量或绿色电力证书交易市场建设。企业可通过自建分布式（自用）光伏、厂区外集中式（上网）可再生能源发电项目或购买其他企业的超权重消纳量、绿证等方式完成可再生能源消纳责任。

　　（十三）推动分布式电力就地消纳。低电压分布式光伏接入电网应满足国家相关行业标准要求，确保电网安全运行。鼓励分布式光伏自发自用，或在微电网内就地消纳；逐步完善分布式光伏功率采集、远程控制技术措施，在电网调峰能力不足弃风弃光时，分布式光伏（户用分布式除外）上网部分与集中式场站同等承担弃电义务。鼓励自身消纳困难的分布式光伏配置储能设施。

　　四、放管结合，促进可再生能源高质量发展

　　（十四）科学统筹大型基地项目。按照统一规划、统一资源配置、统一开发建设原则，统筹推进全省海上风电发展，确保与海洋功能区划、航道通航、海洋生态保护、海底管线相协调。与生态环保、土地综合利用等规划相衔接，科学有序开发鲁北盐碱滩涂地风光储一体化基地，实现生态效益、经济效益和社会效益有机统一。

　　（十五）优化审批（备案）服务流程。各级行政审批机构要建立可再生能源项目审批绿色通道，提升服务效率。各级电网企业要以适当方式公开电网可供可再生能源项目利用的接入点、容量空间和技术规范，简化可再生能源接网业务环节，优化流程、缩短时间，推广全流程线上办理平台应用，力争一网通办、接网申请“一次也不跑”。

　　（十六）规范开发市场秩序。严格执行国能新发〔2018〕34号文件精神，进一步优化可再生能源发展环境，地方不得向可再生能源投资企业收取任何形式的资源出让费等费用，不得将应由地方政府承担投资责任的社会公益事业相关投资转嫁给可再生能源投资企业或向其分摊费用，不得将风电、光伏发电规模与任何无直接关系的项目捆绑安排，不得强行提取收益用于其他用途。

　　（十七）加大资金扶持。发挥新旧动能转换基金作用，将有基金融资需求的可再生能源项目纳入基金投资项目库，积极向基金管理机构推介，鼓励和引导金融机构加大对可再生能源行业的贷款发放力度，吸引基金和金融资本投资支持可再生能源发展。

　　（十八）强化项目进度约束监管。加强纳入年度开发建设项目名单的可再生能源发电项目落地事中事后监管，项目须在承诺期限内全容量建成并网。各市能源主管部门按年度发布纳入年度项目名单内企业项目落地守信情况。对于严格执行上述规定的企业，在后期可再生能源项目安排上给予倾斜支持。逾期未建成投产的项目移出年度项目名单。如企业仍有意愿建设，可按照新项目重新提报，纳入后续年度项目名单。

　　（十九）提升科技支撑能力。积极应用新技术新装备，开展老旧风电、光伏场站技术改造试点。开发完善“新能源云”功能，利用现代信息技术手段，实时跟踪新建可再生能源项目建设进度、在役场站发电出力情况，按年发布同地区同期投产可再生能源场站发电效率排名，建立相关指标体系和奖惩机制。

　　（二十）明确属地责任。各设区市要加强可再生能源项目建设信息管理，建立协调推进和月报公示制度，将项目前期推进、开工建设、形象进度、竣工投产等情况定期在官方网站公开。自2021年起，省里将定期监测评价各地可再生能源电力消纳责任权重完成情况，对于可再生能源发展支持力度不够、项目落地推进缓慢、消纳责任完成不力的地市进行通报，约谈距任务目标差距大的地市，并将相关情况报送省政府。