中國儲能網訊：近日，天津發(fā)布了《天津市新型儲能發(fā)展實施方案》（以下簡稱《方案》），依據方案，到2025年，天津將建設新型儲能電站100萬千瓦，“十五五”新型儲能電站規(guī)模進一步擴大。
隨《方案》，天津發(fā)布《天津市新型儲能示范項目清單》，該清單共包含新型儲能項目10個，總規(guī)模2465MW/5324MWh。儲能技術包含鋰離子電池、超級電容、電解制氫、儲熱，其中鋰離子電池儲能項目數量為8個，儲能規(guī)模2050MW/4100MWh，占比超83%。
從業(yè)主分布上看，鋰電池儲能項目中，國電投、國家電網、華電集團裝機容量排名前三，分別為1600MWh、1000MWh、400MWh。
其他儲能技術項目業(yè)主分別為：
超級電容與大唐鎮(zhèn)混合儲能電站項目中鋰電池組成混合儲能系統，規(guī)模為40MW/20s，業(yè)主為力容新能源技術（天津）有限公司；
電解制氫項目，由河北建投新能源有限公司、北京海望氫能科技有限公司共同投建，規(guī)模為150MW；
儲熱項目，業(yè)主為中國船舶集團公司第七〇三研究所，規(guī)模為225MW/1224MWh，儲能時長5.44小時。
具體項目如下：
此外，《方案》還對天津市儲能發(fā)展的發(fā)展目標、重點任務、產業(yè)體系、市場機制等做出了詳細的規(guī)定。
發(fā)展目標：到2025年，實現新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉變，建設新型儲能電站100萬千瓦，“十五五”新型儲能電站規(guī)模進一步擴大；
重點任務：推動新型儲能規(guī)模化發(fā)展。
電源側，強調“新能源+儲能”、“常規(guī)電源+儲能”的應用模式：
新增集中式風電、光伏發(fā)電項目按照規(guī)定比例配置儲能設施，鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)優(yōu)先通過集中式獨立儲能共享容量方式滿足儲能配置要求。
積極發(fā)展“常規(guī)電源+儲能”，鼓勵煤電企業(yè)合理配置儲能設施，與燃煤機組協調配合參與調峰、調頻等輔助服務。
支持利用退役火電機組既有廠址和輸變電設施建設新型儲能或風光儲設施。
推動寶坻九園工業(yè)園區(qū)、濱海新區(qū)臨港經濟區(qū)、寧河現代產業(yè)園區(qū)等源網荷儲一體化、多能互補項目建設。
電網側，強調緩解資源緊張、滿足重要負荷需求：
在電網末端及供電能力不足的區(qū)域、輸電走廊或變電站站址資源緊張地區(qū)合理布局建設新型儲能。
結合重要電力負荷用戶實際需要，建設移動式或固定式新型儲能作為應急備用電源。
用戶側，強調高可靠性用戶儲能需求、分布式儲能應用等：
對供電可靠性、電能質量要求高的電力用戶，根據系統運行需要合理配置新型儲能。
支持聚合利用不間斷電源、電動汽車、用戶側儲能等分散式儲能設施。
探索智慧能源、虛擬電廠等多種商業(yè)模式。
鼓勵圍繞大數據中心、5G基站、工業(yè)園區(qū)、公路服務區(qū)等應用場景，探索儲能。
集中式獨立儲能，專業(yè)投資運營企業(yè)建設：
在濱海新區(qū)經開區(qū)、大沽街和保稅區(qū)，寧河區(qū)東棘坨鎮(zhèn)，靜海區(qū)大邱莊鎮(zhèn)、經開區(qū)，武清區(qū)東馬圈鎮(zhèn)，寶坻區(qū)大唐莊鎮(zhèn)等新能源相對集中區(qū)域統籌布局一批集中式獨立儲能電站。
集中式獨立儲能電站可分期實施，初期建設容量原則上不低于15萬千瓦，由專業(yè)儲能投資運營企業(yè)建。
可采用共享模式向新能源項目提供容量租賃服務，獨立于新能源項目運行。
《方案》明確了新型儲能電站的參數要求：
新型儲能電站應按連續(xù)充電時長2小時及以上，系統工作壽命10年及以上；
系統容量10年衰減率不超過20%，鋰電池循環(huán)壽命次數不低于8000次；
鋰電池儲能電站交流側效率不低于85%、放電深度不低于90%、電站可用率不低于90%等。
為促進儲能的應用，《方案》在市場機制方面就容量租賃、價格機制等做出了規(guī)定：
支持新能源租賃儲能：
風電、光伏發(fā)電項目通過租賃集中式獨立儲能實現儲能配置要求的，優(yōu)先并網消納。
項目容量在天津電力交易中心統一登記并公平開放，面向全市新能源企業(yè)租賃使用，原則上租賃合同有效期應不低于3年。
新能源租賃的獨立儲能最遲可在新能源項目并網半年內投運。
完善獨立儲能電力市場和運行調度機制：
支持獨立儲能參與中長期交易、現貨和輔助服務等各類電力市場，鼓勵新型儲能以獨立電站、儲能聚合商、虛擬電廠等多種形式參與輔助服務。
獨立儲能參與電力輔助服務交易時，按照市場價格優(yōu)先出清。
優(yōu)化調度運行機制，對于獨立儲能項目，每年調用完全充放電次數不低于300次。
健全新型儲能價格機制：
對解決分布式光伏接入問題的儲能、解決電網末端供電電能質量的儲能、解決重點區(qū)域和用戶保供的儲能以及應急備用電源儲能等電網替代型儲能，探索將其成本收益納入輸配電價回收。
合理安排拉大峰谷價差，完善集中式獨立儲能電價機制。
在電力現貨市場運行前，獨立儲能參與電力中長期市場，充電時視同一般工商業(yè)用戶相應充電電量不承擔輸配電價、系統運行費用、上網環(huán)節(jié)線損費用和政府性基金及附加；放電時與用戶簽訂頂峰時段市場合約，合約外電量由電網企業(yè)按照基準電價上浮20%全額收購。
在項目管理方面，《方案》指出，
新型儲能電站項目實行屬地備案管理，各區(qū)將備案文件及時抄送市有關部門。
新型儲能電站項目（不含用戶側儲能）實行示范項目管理，由市發(fā)展改革委、市工業(yè)和信息化局、市電力公司統籌屬地新型儲能建設需求，會同各區(qū)形成示范項目清單并滾動調整。
對已完成備案并納入示范項目的新型儲能電站項目，其配套接入電網工程視同納入電網規(guī)劃。
原則上不得新建大型動力電池梯次利用儲能項目。
電源側新型儲能項目應與主體項目同步確定規(guī)模、同步規(guī)劃、同步設計、同步投產。
電網側新型儲能項目參照常規(guī)電網項目的規(guī)劃建設流程管理。
用戶側新型儲能項目應納入用戶主體項目規(guī)劃建設管理。
獨立建設的新型儲能項目應在可行性研究報告中明確建設規(guī)模、技術方案、接入系統、運行模式等內容，并經有資質的評估機構論證后出具評審意見。
電源側、電網側新型儲能和集中式獨立儲能電站應接受電網統一調度，具備自動接收調度指令能力。
政策原文如下：
