為貫徹落實國家發展改革委 國家能源局關于《“十四五”新型儲能發展實施方案》（發改能源〔2022〕209號）要求，結合《青海省國家儲能發展先行示范區行動方案（2021-2023年）》、《關于印發支持儲能產業發展若干措施（試行）的通知》（青發改能源〔2021〕26號），開發區加快推進儲能產業聚集區的建設，在鋰電儲能與光伏產業協同發展的同時，充分與國網電力公司合作，發揮儲能調峰效能等方面，推動我市新型儲能規模化、產業化、市場化發展，助力新型電力系統示范中心城市建設。現結合實際，制定本方案。

一、電能結構現狀

截止2023年8月底，青海省電力總裝機4767萬千瓦，其中水電1261萬千瓦,占比26.45%;新能源3059.3萬千瓦，占比64.17%;火電397萬千瓦，占比8.33%;其他51.8萬千瓦，占比1.05%。

（一）電力供需狀況

2023年1-8月全省發電量669.8億千瓦時，同比減少1.6%，全社會用電量663億千瓦時，同比增長10.13%。主要用電負荷增長點以西寧晶硅高技術產業和海西新興產業的第二產業用電。西寧經濟技術開發區各園區用電量290億千瓦時，其中東川15.7億千瓦時，南川67.6億千瓦時，甘河206.2億千瓦時，生物園0.5億千瓦時。開發區負荷增長以南川工業園區晶硅產業集群為代表，今年陸續投產的泰豐先行、青海麗豪(二期)、晶科能源(二期)、天合光能青海基地等大用戶，新增電力負荷約 85萬千瓦。根據電量平衡測算缺口約15-17億千瓦時，全部通過中長期交易及短期購電解決，高峰期省間互濟比較困難。

（二）電能結構狀況

水電方面，2023年1-8月黃河公司干流梯級電站累計發電量254億千瓦時，受來水持續偏枯影響，同比減少20.6%。

新能源方面，今年1-8月光伏發電量192.5億千瓦時，同比增長11.01%;風力發電量115.3億千瓦時，同比增長4.4%。

火電方面，今年1-8月發電量104.7億千瓦時，同比增漲13.07%。省內第三監管周期輸配電價于今年6月執行，火電20%漲幅在全省電力用戶傳導。

外購電方面，2022年以來，青海電力供需呈現季節性缺電轉變為全年缺電的形勢，受諸多因素的影響，青海電網持續增加組織外購電量，1-8月已采購外購電量累計110億千瓦時，預計2023年外購電量突破200億千瓦時，至“十四五”末外購電量突破400億千瓦時。以火電為主的外購電量使工業碳排放和電力用戶電價持續上升，將產生嚴重影響。

二、儲能產業發展狀況

（一）產業發展現狀

開發區作為全省鋰電產業發展的重要承載地，重點引進弗迪電池、時代新能源、泰豐先行等一批鋰電池及關鍵材料生產企業，擁有動力及儲能電池32.5吉瓦時（在建產能5吉瓦時）、正極材料2.3萬噸，陸續投產16萬噸、隔膜1.5億平方米（在建產能4.5億平方米）、殼體3500萬套（在建產能3000萬只）等產能規模，形成了正極材料、隔膜、電芯、電池、銅箔、殼體相對完整的鋰電產業鏈。

（二）儲能應用現狀

青海省已并網電化學儲能37.6萬千瓦/51.1萬千瓦時，在建電化學儲能18.5萬千瓦/37萬千瓦時、壓縮空氣儲能(集成)示范項目20萬千瓦/80萬千瓦時，均在海西、海南地區。首批建設的海南哇讓、格爾木南山口抽水蓄能電站預計至“十六五”初并網發電。

（三）儲能規劃狀況

“十四五”儲能規劃中，新型儲能將實現從商業化初期向規模化發展轉變，技術創新能力逐步提高，產業體系進一步壯大，綜合考慮我省電力安全供應、系統調節能力、電網和用戶需求等情況，新增電化學儲能超過600萬千瓦，規劃建設抽水蓄能1870萬千瓦，“十五五”新型儲能電站規模進一步擴大，達到1470萬千瓦，抽水蓄能規劃建設4170萬千瓦，光熱電站規劃建設120萬千瓦，有效支撐新增新能源電力調峰需求。

三、儲能產業發展趨勢

至十四五末，隨著鋰電池成本持續降低，以鋰電為主的多元化儲能是我省最適合推廣的儲能技術路線，也是解決我省電力供需平衡和削峰填谷的壓艙石。根據新型儲能科研技術的發展，應適度發展資源富裕、安全可靠性高、生命周期長的鈉離子電池、全釩液流電池以及重力、壓縮空氣、飛輪等物理儲能，協調互濟形成完整的儲能產業體系。

2030年以后，大批量電化學儲能將迎來“退役潮”，電池回收面臨巨大的環保壓力，省內抽水蓄能電站陸續建成投運，尚不能有效解決我省電力季節性、晝夜性供需平衡矛盾，儲能綠色技術轉型勢在必行。隨著未來氫能制、產、輸、儲、用和氫能發電、氫燃料電池技術的進一步成熟，將會重塑能源結構，解決風光大基地新能源消納、工業減排等問題。因此，布局發展制氫設備制造和綠氫產業將是開發區未來中長期發展的目標。

四、重點工作內容

（一）完善配套政策

圍繞解決儲能電站價格機制、交易機制、建設機制、調控機制、政策導向等方面的難點堵點，創新政策支持力度，支持示范項目優先接入、優先調度、優先消納，原則上年調用完全充放電次數原則上不低于365次，交流側效率不低于85%、放電深度和電站可用率不低于90%，制定新型儲能作為獨立市場主體參與中長期交易的機制和電價機制；積極開展儲能機制課題研究工作，探索儲能調峰、調頻等輔助服務市場、現貨市場的技術標準，以市場化為導向，促進多元化儲能應用場景健康有序發展。

（二）推動重點項目落地

重點推動300兆瓦重力儲能項目和短時高頻儲能組裝項目在南川工業園區落地建設，同時加快推進海南州源網荷儲一體化項目的1吉瓦時儲能規劃工作、南川園區堯灘330千伏輸變電站建設及負荷側1.5吉瓦時儲能規劃工作。

（三）引領示范性項目建設

發揮政府的引導作用，利用產業集群優勢、成本優勢，構建市級統一儲能管理平臺，成立青海綠色儲能發展有限公司，先行先試開展行政企事業單位、一般工商業儲能應用（含應急保障電源），同時鼓勵通信行業三大運營商4G/5G基站UPS（不間斷電源）備用電源、大數據產業采用本省儲能產品，通過示范應用帶動技術進步和產業升級，逐步擴大至工業領域。

（四）加大精準招商力度

開發區充分發揮現有的儲能產業優勢，制定產業鏈招商圖譜、路線圖，細化招商目標企業清單，面向鋰電池儲能、鈉離子儲能、電池輔材、電池回收、制氫裝備、輸氫管道、高壓儲氫罐等產業領域和關鍵環節，吸引優質新型儲能項目在西寧落地建設。

（五）提升儲能產業能級

加快建設泰豐先行、弗迪電池等重大項目，重點發展前驅體材料、磷酸鐵鋰、新型硅基負極材料、電解液用高純碳酸脂溶劑和六氟磷酸鋰溶質、高破膜高粘結性功能隔膜等鋰電池關鍵材料和聚合物鋰離子電池、固態電池等，引進布局儲能系統集成及儲能變流器（PCS）、能量管理系統（EMS）、溫控系統等關鍵環節配套項目，建設國內產業鏈完整的鋰電儲能產業集群，打造西北儲能系統集成基地，推進光伏+儲能一體化、綠氫制氨+復合肥一體化、綠氫合成甲醇+綠色交通一體化發展。

到2025年，新型儲能產業集群產值力爭達到700億元，全市儲能電池總產能力爭達到150GWh，全市新型儲能裝機規模力爭達到100萬千瓦。

到2030年，新型儲能產業集群產值力爭達到1000億元，全市儲能電池總產能力爭達到200GWh，全市新型儲能裝機規模力爭達到300萬千瓦。助力構建新型電力系統示范中心城市建設，全面支撐能源領域雙碳目標。

（六）鼓勵企業創新技術

落實電池生產企業研發費用申請優惠政策，鼓勵我市儲能電池制造企業在鈉離子電池、固態電池、全釩液流電池和氫儲能等新領域加大研發投入力度，前瞻布局新一代儲能技術及裝備。支持企業創建制造業創新中心、工程技術研究中心等產業創新載體，提升新型儲能領域技術研發、技術孵化、技術應用推廣等能力。

（七）建設多元化新型儲能項目

充分利用現有產業基礎優勢，加快開展新型儲能電站規劃研究，結合西寧市構建新型電力系統示范中心城市，在大規模應用和推廣鋰電儲能的同時，加大鈉離子電池、全釩液流電池以及重力、壓縮空氣、飛輪等物理儲能等新型儲能技術研發和應用，積極探索商業化發展模式，逐步降低儲能建設、運營成本，以豐富的應用場景和市場需求推動儲能產業高質量發展，推動常規電源和新能源有機融合，推進儲能在電源側、用戶側和電網側等場景應用，通過創新交易機制鼓勵用電大戶在用戶側建設新型儲能電站。

五、保障措施

（一）加強組織領導

充分發揮建設新型電力系統示范城市工作領導小組作用，強化部門協作和上下聯動，協調解決新型儲能產業發展中的重大事項和重點工作，形成工作合力。建立健全常態化聯系和服務機制，成立市級推動新型儲能產業發展工作專班，定期召開新型儲能相關產業工作會議，推動產業高質量發展。組建新型儲能專家咨詢小組，在產業發展方向、項目引進落地等問題上開展調查研究、提供咨詢建議。

（二）加大政策支持

編制出臺推進新型儲能產品產業高質量發展的若干措施，推動整合人才、資金、產業等相關政策向新型儲能發展適度傾斜，對示范性項目在財政預算內給予一定支持。提高儲能產業創新力量和先進制造水平，優化構建儲能商業模式。出臺新型儲能電站項目推薦布局實施方案，引導新型儲能電站項目有序建設，支持新型儲能產業高質量發展。

（三）強化人才支撐

加強新型儲能產業人才開發路線圖研究，依托青海省儲能實驗中心組建西寧市新型儲能將技術實驗聯盟，加大儲能領域科技領軍人才、創新和管理團隊、產業技術人才引育力度。推動青海大學等高校與新型儲能企業開展產教融合培育人才，將新型儲能產業創新人才作為重點支持方向。積極引導企業聯合職業學校、技工院校開展招生即招工的“校企雙制”技工培養及職業技能培訓，加強校外實訓基地建設。

（四）建立工作推進機制

各負責部門要密切協同配合，有力推進工作落實，每兩月召開工作推進溝通會議，交流近期相關工作推進情況，研究部署下一步工作等，相關部門共同協商，確保暢通工作各環節，重點定向報送新型電力系統示范中心城市建設領導小組，全力推動各項工作開展落實。