四川：大型风光项目配储10%*2h

9月11日，四川省发改委、四川省能源局、四川省经济和信息化厅、国家能源局四川监管办公室联合印发了《关于加快推动四川省新型储能示范项目建设的实施意见》（以下简称《实施意见》），有效期5年。《实施意见》提出，优选建设一批独立新型储能电站示范项目，力争到2025年全省新型储能规模达200万千瓦以上。

重点任务：

1.推进独立开发新能源项目配置新型储能。要求为不低于装机容量10%，时长2小时以上。

2.鼓励多能互补开发新能源项目配置新型储能。对纳入金沙江上游、金沙江下游、雅砻江流域、大渡河中上游等水风光一体化可再生能源综合开发基地的新能源项目，鼓励结合消纳情况配置新型储能。

3.有序推进储能试点示范。支持各类主体优先再省内负荷中心建设独立新型储能电站，推动新型储能多元化/产业化/市场化发展。独立储能示范项目应集中建设，单座电站装机容量原则上不低于10万千瓦。

支持政策：

1.明确独立新型储能市场主体地位。符合条件和标准的，具有法人资格的新型储能项目可转为独立新型储能，作为独立主体参与电力市场。鼓励以配建形式存在的新型储能项目，可选择转为独立新型储能项目。风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立新型储能。

2.支持独立新型储能参与市场交易。进入电力现货市场前，储能电站作为独立市场主体参与市场中长期交易。充电时，可作为电力市场用户享受分时电价政策；放电时，参加火电市场化交易，价格由市场形成。

独立新型储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，充放电损耗电费由独立新型储能电站承担。

进入电力现货市场后，独立新型储能电站用电电价、上网电价按照现货市场价格及规则结算。

3.建立独立新型储能容量共享租赁机制。建议参考区间为200-400元/千瓦年。鼓励新能源开发企业和独立储能新型储能项目业主单位签订长期租赁协议合同。

4.支持独立新型储能参与电力辅助服务。

5.支持独立新型储能电站并网调用。电网企业应与独立新型储能电站业主签订并网调度协议，同等条件下优先调用。原则上每年调用完全充放电次数不低于250次。

原文如下：