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《海南发布清洁能源汽车发展规划 2030年禁售燃油车》

  • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
  • 编译者： guokm
  • 发布时间：2019-03-07

  • 海南省政府3月5日上午在海口召开新闻发布会，正式对外发布《海南省清洁能源汽车发展规划》（以下简称《规划》），这标志着海南成为全国首个提出所有细分领域车辆清洁能源化目标和路线图的地区，也是率先提出2030年“禁售燃油车”时间表的省份。　　

    《规划》旨在贯彻落实习近平总书记“4·13”重要讲话和中央12号文件精神，在全省加快推广应用新能源汽车和节能环保汽车，并通过清洁能源汽车推广，有效减少海南机动车污染物排放，推动形成绿色生产生活方式，并带动相关产业发展。　　

    省工业和信息化厅厅长王静说，《规划》围绕2030年实现“绿色智慧出行新海南”的总体发展目标，提出了2020年、2025年、2030年三个阶段性目标。同时，全面分析研判海南省清洁能源汽车发展面临的形势，并以问题为导向，提出了六方面重点任务和七项保障措施，加强《规划》实施的科学性和可操作性。　　

    其中，公共服务领域力争2020年实现清洁能源化；社会运营领域力争2025年实现清洁能源化；私人领域车辆以增量严控、存量引导更替为主线，力争2030年全省汽车清洁能源化达到国际标杆水平。具体如下：　　

    公共服务领域的公务车、公交车、巡游出租车等领域自规划发布之日起，新增和更换车辆100%使用新能源汽车或清洁能源汽车，充分发挥示范带头作用。　　

    社会运营领域的轻型物流车（含邮政及城市物流配送）、分时租赁车自规划发布之日起，新增和更换车辆100%使用新能源汽车，城市环卫、旅游客运、城乡班线等领域根据目前的车辆清洁能源化比例及相关车型技术成熟度等情况，合理制定了更新比例，上述领域车辆在2025年前后全面实现清洁能源化。　　

    私人使用领域通过实施严格的小客车总量调控，约束和引导并举，推进增量和存量汽车双向清洁能源化，到2030年全岛私人领域新增和更换新能源汽车占比100%。　　

    《规划》还从能源、环保、经济等方面深入分析了海南省全域推广应用清洁能源汽车的可行性，并考虑了各应用领域清洁能源汽车车辆的技术成熟度及产品可靠性，并以问题为导向，从构建完善的清洁能源汽车应用环境出发，提出了六个方面的具体措施：　　

    一是建设高效、智能的能源加注基础设施网络。坚持充电为主、加气为辅，加氢提前布局的原则，力争通过3-5年时间，建成覆盖全省、满足各类型清洁能源汽车应用基本需求，充换兼容、快慢充互补、多场景结合、智能化的充电加气、加氢网络。　　

    二是推进增量和存量汽车双向清洁能源化。通过实施严格的机动车总量控制，严控传统燃油车增量比例。出台全省公务用车清洁能源化工作方案，抓紧落实全省提前实施轻型汽车国六排放标准，加快推动老旧柴油车淘汰和中重型老旧柴油车污染治理。2025年前后适时启动燃油汽车进岛管控时间表研究工作，2030年起全省全面禁止销售燃油汽车。　　

    三是完善新能源汽车社会化的便利、经济使用环境。研究制定省内新能源汽车专属通行和停车位等公共资源使用差异化管理政策。研究出台省内各领域新能源汽车特殊路权政策，放开新能源汽车特别是纯电动汽车路权，提升新能源汽车出行便利性。加快研究清洁能源物流车、出租车（含巡游出租车和网约出租车）、公交车、班线车、旅游车、货运车等运营补贴政策，助推营运车辆清洁能源化。　　

    四是构建清洁能源车辆为载体的绿色、智慧交通体系。鼓励绿色出行促进清洁能源汽车应用，探索绿色出行减碳积分机制。研究进岛交通管控方案和实施时间表，分阶段、分类型加严传统燃油汽车进岛限制。完善分时租赁汽车监管体系，构建分时租赁、网约车等共享化新能源汽车使用生态，缓解省内出行需求与合理控制机动车数量增长的阶段性矛盾。　　

    五是推动清洁能源汽车全产业链高质量发展。在汽车行业外商投资准入、新建项目审批、兼并重组、金融贸易、商业模式等领域，实行更大力度的全面深化改革和对外开放。支持省内汽车产业链龙头企业的智能新能源化转型升级，并吸引全球产业链资源落户海南。发展汽车金融、二手车、维修保养、汽车租赁等后市场服务，促进汽车文化、赛事、论坛、会展等其它相关服务业同步发展。培育智能网联汽车和氢燃料电池汽车相关产业。　　

    六是建成结构多元、智慧创新的清洁能源供应体系。推动清洁能源示范省建设，创新打造清洁能源汽车、绿色交通和智慧能源(5.360, 0.04, 0.75%)联动范例，实现能源供应全生命周期清洁化。打造安全稳定绿色智能电网，通过完善新能源运行机制、加强和创新电力需求侧管理、加快新能源与信息技术融合，切实推动大规模可再生能源接入的技术革命和市场化购电消费改革。在具备基础条件的区域，开展氢能运用示范园区建设，提前布局氢能产业和加注基础设施建设，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系。　　

    王静说，《规划》的印发实施，对海南省清洁能源汽车推广应用和新能源汽车全产业链发展具有重大指导意义。一方面将通过清洁能源汽车的大规模推广应用，有效控制温室气体排放，实现绿色、低碳发展；另一方面将着力构建安全、绿色、集约、高效的汽车交通领域清洁能源供应体系，对海南省建设清洁能源示范省具有较大的促进作用。此外，还将以清洁能源汽车推广应用为基础，通过创新驱动，拉动包括智慧交通、智慧能源、新能源汽车在内的全产业链发展，助力海南省构建现代化、高质量的经济体系。

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    • 编译者：冯瑞华
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    • 为贯彻落实《“十三五”国家科技创新规划》、《上海市科技创新“十三五”规划》等规划精神，进一步发挥科技创新对实体经济能级提升的促进作用，加快推动上海汽车产业转型升级，上海市科委会同市经信委、上海市经济和信息化委员会、上海市发改委联合研究制订了《上海市燃料电池汽车发展规划》。全文如下： 上海市燃料电池汽车发展规划 发展燃料电池汽车，是顺应全球汽车产业生态变革趋势、实现我国汽车工业由大变强的重要途径，是上海贯彻落实国家创新驱动发展战略、加快建设全球科技创新中心的重要实践，是巩固提升上海实体经济能级、驱动上海汽车产业转型及占领未来制高点的重要突破口，是应对能源安全、环境保护等社会挑战、建设2040卓越全球城市的重要立足点。为加快推进本市燃料电池汽车创新突破，制定本发展规划。 一、燃料电池汽车发展现状与趋势 1、汽车与能源产业总体发展形势 汽车产业是世界主要工业国家的支柱产业，是衡量一个国家综合实力和发达程度的重要标志。随着全世界汽车保有量的日益增多，能源紧缺和环境污染问题愈发凸显，已成为人类生存和发展面临的两大挑战。寻找和发展新的汽车清洁能源，将对全球汽车和能源产业格局以及社会经济发展产生重大深远的影响。 氢能和燃料电池技术是世界能源转型和动力转型的重大战略方向。燃料电池汽车具有环保性能佳、转化效率高、加注时间短、续航里程长等优势，是未来汽车工业可持续化发展的重要方向，是应对全球能源短缺和环境污染的重要战略举措。发展燃料电池汽车已成为全球汽车与能源产业转型升级的重要突破口。 各发达国家高度重视燃料电池汽车，并积极推动配套设施的建设。美、日、欧盟等主要国家和地区将燃料电池汽车纳入国家或地区战略发展体系进行规划，设立专项进行研发与示范推广，并制定各种政策抢占先机。如日本计划到2020年普及约4万辆燃料电池汽车，建设160座加氢站；德国计划在2023年左右普及10万辆，建设400座加氢站。目前全球燃料电池汽车已进入技术与市场示范阶段，预计在2020年将全面进入商业化阶段。产业链巨头纷纷组成联盟进行燃料电池汽车商业化协同攻关，并与能源、矿产等企业形成更广泛的合作，呈现出骨干整车企业牵引全产业链的发展趋势。 2、国内燃料电池汽车发展形势 国家高度重视燃料电池汽车产业。近两年，国家相关部委密集出台政策，大力支持燃料电池汽车发展。《国家创新驱动发展战略纲要》、《“十三五”国家科技创新规划》、《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》、《中国制造2025》、《汽车产业中长期发展规划》、《“十三五”交通领域科技创新专项规划》等纷纷将发展氢能和燃料电池技术列为重点任务，将燃料电池汽车列为重点支持领域，并明确提出：2020年实现5000辆级规模在特定地区公共服务用车领域的示范应用，建成100座加氢站；2025年实现五万辆规模的应用，建成300座加氢站；2030年实现百万辆燃料电池汽车的商业化应用，建成1000座加氢站。 我国具备一定的燃料电池汽车研发基础。在国家科研计划和示范项目的持续支持下，国内已初步掌握关键材料、部件及动力系统的部分关键技术，基本建立了具有自主知识产权的车用燃料电池动力技术平台，累计开发数百辆燃料电池汽车，结合奥运、世博、亚运会、大运会、UNDP等示范项目，开展了一定规模的示范运行。近期，广东、湖北等地纷纷成立氢能与燃料电池汽车产业基金，以资本为纽带，初步形成了产业集群，开展了一定规模的示范应用。 推动燃料电池汽车发展的形势日益紧迫。目前我国燃料电池汽车正面临着缺乏实施方案、基础设施规划与建设力度不够、技术研发投入不足、产业链不完善等难题，严重阻碍了我国燃料电池汽车商业化进程。我国是全球燃料电池汽车最重要的潜在市场，若在燃料电池汽车领域落后于人，则在纯电动、插电式混合动力领域积累的优势将不可持续，错失由汽车大国走向汽车强国的战略机遇。 3、上海燃料电池汽车基础与机遇 先发优势明显。上海是我国燃料电池汽车技术研发、产业化的先行者。“十五”期间形成科研驱动模式，承担多项国家级项目，奠定了良好的技术积累、研发基础和人才团队等优势；“十一五”期间建立示范应用驱动模式，建设了加氢站等基础设施，积累了丰富的燃料电池汽车示范运行经验。“十二五”期间进入“整车牵引”发展模式。从2003年“超越一号”燃料电池汽车到2015年上汽荣威950燃料电池汽车，上海燃料电池汽车技术水平始终代表了我国燃料电池汽车发展的最高水平，并在世博会、新能源汽车万里行等示范应用中表现出众。 产业链资源较丰富。上海专注于氢能与燃料电池汽车技术研发、制造的企业数量超过30个，覆盖了关键材料、关键零部件、燃料电池动力系统与整车，以及推广应用与配套服务等各个环节，形成了较为完善的产业链。嘉定区已初步形成燃料电池汽车产业链资源聚集，汇聚包括上汽、汽车城集团、同济大学、机动车检测中心、上燃动力、电驱动、重塑、舜华、环球车享、治臻等一批重点单位，具备了氢能、燃料电池、动力系统平台、燃料电池汽车及示范运营等较完整的产业配套要素，持续吸引众多国内外整车企业和产业链优势企业落户。全球燃料电池汽车产业资源在上海汇聚的态势逐渐形成。 发展进入新阶段。燃料电池汽车已进入产业化的初级阶段，竞争焦点从技术研发转向全产业链的各个环节。上海亟需在示范运营推广、基础设施建设、公共服务平台、关键技术攻关等方面出台相应的发展规划和实施细则，抓住燃料电池汽车战略性新兴产业培育和发展的政策机遇，突破发展瓶颈。通过整车牵引和示范驱动，合理配置资源，抓住3至5年时间窗口期，确立上海在燃料电池汽车竞争中的优势地位，稳步推进燃料电池汽车规模化和商业化进程。 二、指导思想、基本原则和发展目标 1、指导思想 贯彻落实《国家创新驱动发展战略纲要》和上海建设具有全球影响力的科技创新中心的决策部署，将发展燃料电池汽车作为上海汽车产业转型升级的引领工程。牢牢把握技术发展与产业变革趋势，整合国内外优势资源，充分发挥上海优势，集中突破关键瓶颈，激发企业创新活力，建立国内领先、国际一流的燃料电池汽车技术链与产业链，营造高端生态圈，培育一批具有核心竞争力的龙头企业和领军人才，打造燃料电池汽车技术与产业创新体系，将上海建设成为世界一流的燃料电池汽车创新中心和产业高地。 2、基本原则 坚持顶层设计。加强燃料电池汽车产业的顶层设计、系统规划和科学布局，明确产业发展方向和突破口，编制规划及实施方案，推进重点任务落实。 坚持创新驱动。明确燃料电池汽车技术发展路线，重点探索燃料电池电堆、发动机集成与控制、辅助系统关键零部件等技术，突破燃料电池汽车技术发展瓶颈。 坚持示范引领。开展燃料电池汽车分时租赁运营和公交、物流车的区域示范运营，联动优化燃料电池氢能基础设施布局，加速燃料电池汽车全产业链完善，推进燃料电池汽车的规模化和商业化。 坚持协同推进。加深市、区联动和部门协同，形成牵头部门负责，相关部门配合的权责一致、规范有序、互相协调、运行高效的协同联动机制，推进产业链快速发展。 3、发展目标 推动燃料电池汽车试点示范运行，开展氢能基础设施、研发与测试服务平台等共性设施建设，突破车用燃料电池电堆、关键材料与核心零部件等关键技术，引导培育燃料电池汽车产业基地和产业基金，建成国内领先、国际一流的燃料电池汽车技术链与产业链，推进我国燃料电池汽车商业化发展。 ——近期目标（2017-2020年）。打造国内领先的燃料电池汽车技术示范城市，形成优质产业链资源聚集效应，实现燃料电池汽车核心关键技术紧跟国际行业水平。在技术链层面，实现电堆、系统集成与控制、关键零部件等核心技术跟踪国际水平，关键指标与国际接轨。在产业链层面，打造包含关键零部件、电堆、系统集成、测试认证服务、整车开发等环节的产业集群，聚集超过100家燃料电池汽车相关企业，培育有国际影响力的氢能与燃料电池技术研发中心1个、燃料电池汽车检验检测中心1个，燃料电池汽车全产业链年产值突破150亿元。在示范运行与推广层面，建设加氢站5-10座、乘用车示范区2个，运行规模达到3000辆，积极推动燃料电池公交、物流等车辆试点。 ——中期目标（2021-2025年）。规划燃料电池汽车示范区域，形成区域内相对完善的加氢配套基础设施建设，在区域公共交通、公务用车、商用物流等领域探索批量投放，提升燃料电池汽车全产业链国际竞争优势。在技术链层面，形成系列化燃料电池电堆产品，燃料电池汽车技术同步国际水平。在产业链层面，形成有国际影响力的整车企业1家、动力系统企业2-3家、关键零部件企业8-10家，进入世界前三的一流研发与公共服务机构2家，燃料电池汽车全产业链年产值突破1000亿元。在示范运行与推广层面，建成加氢站50座，乘用车不少于2万辆、其它特种车辆不少于1万辆，在公交、商用大巴、物流车前期试点运行成功的基础上，酌情扩大推广规模。 ——长期目标（2026-2030年）。成为具有国际影响力的燃料电池汽车应用城市，总体技术接近国际先进，部分技术达到国际领先，产业化全面成熟，面向私人用户实现进一步市场推广，带动氢能交通，辐射全国燃料电池汽车产业高速发展。在技术链层面，实现燃料电池汽车技术和制造总体达到国外同等水平；在产业链层面，实现上海燃料电池汽车全产业链年产值突破3000亿元，带动全国燃料电池产品的多元化应用。在示范运行与推广层面，最终形成以上海的燃料电池汽车产业链和价值链辐射全国，带动未来社会能源和动力转型。 三、燃料电池汽车发展重点任务 任务一、构建应用驱动的发展模式 基于中心城市的优势和功能定位，面向燃料电池汽车优势应用领域，探索互联网与新能源深度融合的燃料电池汽车创新运营商业模式，落实燃料电池汽车商业化运营组织管理、政策保障等措施，驱动燃料电池汽车产业链的快速发展。设置燃料电池汽车商业运营示范区，开展公共交通、定制共享班车、分时租赁等运营示范，牵引上海燃料电池汽车产业快速发展。 任务二、规划加氢站建设 落实责任主体，部署加氢站网络布局规划与建设，破解燃料电池汽车示范运行瓶颈。以产业配套和氢源基地等为基础，推动环上海加氢站走廊、嘉定、崇明、上海化工区、临港等示范区域加氢站的规划与建设。配合示范线路和示范区域建设，研究加氢终端补贴等政策，降低消费者使用成本，推动上海市氢能与燃料电池汽车产业协同发展。 任务三、创建产业园区 推动国际汽车城科技创新港、同济科技园、外冈新能源汽车及关键零部件产业基地等燃料电池汽车相关园区建设，提升燃料电池汽车企业创新活力，加快技术研发向产业化转移，吸引人才、资金和产业链上下游企业进一步集聚，促进国内外产业链之间的资源整合与良性互动，提高上海燃料电池汽车产业化发展水平和国际竞争力。至2020年，园区内相关企业超过100家，形成较为完善的燃料电池汽车产业集群；至2025年，在关键材料、零部件与核心产品领域，形成国内顶尖，国际领先的龙头企业3-5家。 任务四、建设公共服务平台 支持机动车检验检测中心、同济大学智能型新能源汽车协同创新中心等机构，进一步发挥在燃料电池发动机系统、电堆、关键零部件等方面服务能力，建设第三方优质公共服务平台，促进优势资源高效利用，形成健康开放的合作机制。支持开展技术研发服务、计量测试和检测认证服务，降低行业研发成本，激发中小企业活力和创造性。推进行业标准研究与制定，加强国内外产业与行业组织之间的联系，加快燃料电池和加氢站相关法规、标准的建立和完善。促进技术与产业交流，为企业与机构提供政策、行业信息、技术分析等服务，建立国际产业链间交流合作机制，加速产业化进程。 任务五、实施重大专项 定位燃料电池汽车产业大方向，瞄准世界领先水平，在电堆及核心材料、发动机系统集成与控制、关键零部件等领域开展技术攻关、工程研究和产品开发，推进测试技术和指标体系研究。突破燃料电池电堆关键技术，开展催化剂、质子交换膜、膜电极、双极板等核心技术研究，提高电堆产品的性能和寿命，降低成本。优化燃料电池发动机集成与控制技术，研究高比功率燃料电池发动机技术，实现可靠性、耐久性等的全面提升。加大辅助系统关键零部件技术研发力度，重点突破空压机、氢气循环泵、增湿器、DC/DC变换器等关键零部件技术，进一步完善关键零部件技术链。开展燃料电池电堆、关键零部件、发动机系统集成等方面的测试技术和指标体系研究。 任务六、设立产业基金 引导和鼓励有条件的各类资本设立燃料电池汽车产业基金，吸引撬动社会资金积极参与，进一步发挥市场配置资源的决定性作用，提升市场主体活力和发展潜力。
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  • 《《广西新型储能发展规划（2023—2030年）》印发》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2023-05-06
    • 5月4日，广西壮族自治区发改委印发《广西新型储能发展规划（2023—2030年）》，文件提出：预计“十四五”时期全区风电、光伏发电装机将分别新增不低于1800万千瓦、1300万千瓦。到2025年，实现新型储能由示范应用进入商业化应用初期并向规模化发展转变，全区新型储能装机规模力争达到300万千瓦左右，其中集中式新型储能并网装机规模不低于200万千瓦。根据广西“十四五”集中式新型储能布局规划，共14地市总规模合计3.5GW。 积极发展电源侧新型储能。建设配置合理新型储能的系统友好型新能源电站或集群，推动高精度长时间尺度功率预测、智能调度控制、频率/电压/惯量调节主动支撑控制等创新技术应用，保障新能源高效消纳利用，提升新能源并网友好性和容量支撑能力。加快推进南宁横州、崇左大型风电光伏基地项目，以及桂林、贵港覃塘、梧州藤县等多能互补一体化项目配套储能设施建设。结合北部湾海上风电基地大规模开发，开展海上风电配置新型储能研究。鼓励结合整县分布式光伏开发试点、分散式风电建设配置新型储能设施。鼓励煤电机组配置新型储能进行联合调频，鼓励煤电机组通过配置新能源和新型储能发展“风光火储一体化”模式，提升电厂运行特性和整体效益。支持区内核电建设新型储能开展调峰调频及多场景应用。 因地制宜发展电网侧新型储能。鼓励在新能源大规模汇集送出的关键电网节点布局新型储能，缓解新能源消纳、调峰调频和大规模新能源接入电网压力。支持在负荷密集接入、电力供需形势紧张的地区布局新型储能，保障电力供应安全稳定。结合农村电网巩固提升工程，在偏远地区的电网末端、海岛等，合理布局电网侧新型储能或风光储电站，提高供电保障能力。在缺乏网间联络的独立供电区，通过新型储能提高电力供应保障水平、促进可再生能源开发利用。推动在变电站变压器重过载、输变电走廊（站址）资源紧张或项目建设难度大、季节性临时性负荷增长等地区，依托既有土地资源或输变电设施建设新型储能电站，延缓或替代输变电设施投资。在电网大容量关键输电通道近区合理配置新型储能，为电网安全稳定运行提供保障。 分级分类管理。自治区新型储能规划根据全区电力系统发展、新能源和新型储能项目建设发展情况提出集中式新型储能布局规划建议，并定期滚动调整。适时组织开展全区集中式新型储能示范项目建设，优先支持符合布局规划、电力系统亟需、前期工作充分、技术示范性强、落实租赁共享协议的项目纳入示范。纳入自治区年度建设方案的风电、光伏发电、多能互补、源网荷储一体化等项目的配建新型储能项目视同列入自治区新型储能规划。延缓和替代电网投资的电网侧新型储能项目须经过充分技术经济论证后，纳入自治区新型储能规划。集中式新型储能项目由各市根据全区布局规划统筹做好项目备案管理，优先推进布局规划范围内的项目。 全文如下： 广西壮族自治区发展和改革委员会关于印发《广西新型储能发展规划（2023—2030年）》的通知 各市发展改革委，各电网企业、各有关能源企业： 为贯彻落实《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）《国家发展改革委国家能源局关于印发〈“十四五”新型储能发展实施方案〉的通知》（发改能源〔2022〕209号）等文件精神，引导我区新型储能技术和产业健康发展，现将《广西新型储能发展规划（2023—2030年）》印发给你们，请认真贯彻执行。 广西壮族自治区发展和改革委员会 2023年4月25日 广西新型储能发展规划（2023—2030年） 新型储能是指除抽水蓄能以外的多种储能，技术形态主要包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能，以及氢（氨）储能、热（冷）储能等。新型储能是加快构建新型电力系统的重要技术手段和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，是催生能源新业态、促进产业高质量发展的重要领域。为贯彻落实《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）、《国家发展改革委国家能源局关于印发〈“十四五”新型储能发展实施方案〉的通知》（发改能源〔2022〕209号）等文件精神，引导新型储能技术和产业健康发展，按照自治区“十四五”能源、电力、可再生能源等专项规划要求，重点明确“十四五”时期新型储能发展规模与布局规划，提出发展目标和主要任务，并展望至2030年。 一、发展基础 广西新型储能处于起步发展阶段，在试点应用、政策体系构建、装备制造产业布局等方面均开展了有益探索。 （一）积极推动“新能源+储能”规模化发展。 2021年起广西开始推动新型储能规模化发展。2021年纳入全区建设方案的市场化并网陆上风电和光伏发电项目建设规模为669万千瓦和1416万千瓦，分别要求按照项目装机容量的20%、15%比例配建新型储能设施，总容量346万千瓦，时长不低于2小时。2022年，印发《广西壮族自治区发展和改革委员会关于印发推进广西集中共享新型储能示范建设的通知》，在全区开展集中共享新型储能示范项目建设，引导新能源年度建设方案明确的市场化并网新能源项目配套储能以集中共享形式加快建设，首批示范项目12个，总规模162万千瓦/364万千瓦时。2022年底，武鸣平陆共享储能电站（装机容量5万千瓦/10万千瓦时）并网试运行，成为南方五省区范围内首个市场化独立运行的大容量共享储能电站。 （二）新型储能装备制造产业布局开始起步。 随着全区新能源汽车的加快普及和新能源汽车制造业的迅速发展，动力电池开始实现本地化生产和大规模应用。广西依托有色金属、稀土资源优势，以及华友钴业、鹏辉能源、顺应动力电池等头部企业，着手加快发展锂电新材料、储能电池等电化学储能产业链。持续加大新型储能相关产业引进力度，顺利推进比亚迪弗迪年产70吉瓦时动力和储能电芯、35吉瓦时储能系统集成产线在南宁开工建设，远景能源等智慧储能制造基地也相继开工，新型储能相关产业布局初步形成。 （三）新型储能发展配套政策持续完善。 探索建立新型储能政策体系，先后出台并完善了峰谷分时电价方案，制定了“十四五”时期深化价格机制改革实施方案等政策，印发实施《推动新型储能参与电力市场和调度运用工作方案》、《加快推动广西新型储能示范项目建设的若干措施（试行）》，为新型储能商业应用和市场化价格形成创造了有利条件。支持新型储能发展的市场机制逐步完善，广西电力调峰辅助服务市场完成正式交易申报，现货市场建设稳步推进，新能源逐步进入电力市场，为后续新型储能参与电力市场交易、探索市场化商业模式、拓宽新能源消纳空间奠定了基础。 二、面临形势 （一）发展机遇。 “十四五”时期，是推进广西能源高质量发展的关键时期。新型储能对于推动落实碳达峰碳中和目标具有关键作用，是建设以新能源为主体新型电力系统的重要支撑，将迎来广阔的市场发展空间，面临前所未有的发展机遇。 构建新型电力系统为新型储能发展提供重大机遇。新型电力系统要求源网荷储各环节协调互动，具有绿色低碳、安全可控、灵活高效、智能互动等特征。碳达峰碳中和战略部署下，新能源发展按下“加速键”，预计“十四五”时期全区风电、光伏发电装机将分别新增不低于1800万千瓦、1300万千瓦，风电、光伏发电等新能源出力稳定性差，新能源消纳压力和电网安全运行风险加大。同时，广西电力需求旺盛，供需形势紧张，且广西主电网属于南方区域西电东送重要通道，对电力安全保供和安全稳定运行提出了更高要求。新型储能具有多重功能，具有快速响应特性，可作为灵活性资源削峰填谷，平抑新能源并网波动性，扩大新能源消纳空间，对提升电力系统调节能力、顶峰能力、应急备用能力、运行效率、安全稳定水平具有重要支撑作用。 能源科技革命为新型储能技术进步创造了有利条件。新型储能技术和产业发展已成为能源技术创新的关键领域之一。以锂离子电池为代表的电化学储能技术发展迅猛，钠离子电池、液流电池、压缩空气储能等技术逐步具备规模化发展条件，飞轮储能、超级电容、固态电池、储氢等创新储能技术百花齐放，技术进步预计将带动系统成本持续下降。广西可利用后发优势，加快布局新型储能装备制造产业、重大技术装备、技术适用性研究平台，紧紧抓住新型储能发展机遇。 新型储能产业将为全区经济发展注入积极动力。新型储能产业是战略性新兴产业的重要组成部分，目前全区已具备新型储能部分材料、电池的生产条件及下游新能源储能应用市场。立足广西“三大定位”和区位优势，充分发挥产业、市场基础作用，加快布局集材料、电池组、器件、系统集成、创新应用于一体的新型储能全产业链，有利于形成“双循环”新发展格局下的产业发展新动能，催生能源生产消费新模式新业态，为全区经济发展注入积极动力。 （二）面临挑战。 技术发展尚在起步。国内外除锂离子电池储能外，其他形式的新型储能技术大多仍处在起步阶段，循环寿命、成本、安全性等方面仍存在不足。广西新型储能产业链尚不健全，新型储能产业和技术应用以锂离子电池为主，仅储备有少数全钒液流电池应用项目，其他储能技术尚属空白，亟需加快技术研发和示范应用。 商业模式亟需突破。当前新型储能技术经济性仍有进步空间，新型储能参与各类电力市场机制需进一步完善，项目建设和运营成本有待市场化疏导，新模式新业态不够丰富，稳定、可持续的投资收益机制尚未形成，市场主体对新型储能投资仍处于观望状态。 管理体系有待健全。广西缺少大容量新型储能项目经验，施工调试、并网验收、运行检修、安全环保等技术标准，以及项目管理、安全管理、调度运行等机制等尚不健全。 安全运行存在风险。电化学储能属于能量高度密集的化学集成设备，具有易燃易爆特性，长期运行存在一定安全风险。储能电站项目运行经验积累仍有不足，风险暴露不充分。储能电站风险预警、消防应急处置等难题尚未解决。 三、总体要求 （一）指导思想。 坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大精神，深入贯彻落实习近平总书记对广西“五个更大”重要要求、视察广西“4.27”重要讲话和对广西工作系列重要指示精神，按照自治区第十二次党代会部署要求，完整准确全面贯彻新发展理念，深入落实“四个革命，一个合作”能源安全新战略，以碳达峰碳中和为目标，坚持以技术创新为内生动力、以市场机制为根本依托、以政策环境为有力保障，加快构建技术、市场、政策等全方位驱动的良好发展局面，推动全区新型储能实现商业化、规模化、产业化发展，为加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供有力支撑。 （二）基本原则。 坚持统筹规划、协同发展。强化规划引领作用，加强与能源、电力相关规划衔接。统筹新型储能产业上下游发展，差异化布局发展全产业链。针对各类应用场景，因地制宜多元化发展，优化新型储能建设布局，推动源网荷各侧协同发展。 坚持创新引领、示范先行。坚持技术多元、场景多元、投资主体多元，鼓励商业模式和体制机制创新，加快开展一批新型储能示范项目建设，先行先试形成典型经验全面推广。推动技术创新应用、产业升级、成本下降，有效支撑新型储能产业市场化可持续发展。 坚持市场主导、有序发展。明确新型储能独立市场地位，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府引导。完善电力市场化交易机制和价格形成机制，建立健全市场管理体系，探索新型储能市场新模式。 坚持立足安全、规范管理。加强新型储能安全风险防范，明确新型储能产业链各环节安全责任主体，严格落实国家新型储能项目管理规范和技术标准，严格核心部件产品安全质量要求，逐步完善新型储能技术、管理、监测、评估体系，加大行业监管力度，保障新型储能项目建设运行的全过程安全。 （三）发展目标。 到2025年，实现新型储能由示范应用进入商业化应用初期并向规模化发展转变，全区新型储能装机规模力争达到300万千瓦左右，其中集中式新型储能并网装机规模不低于200万千瓦。新型储能技术创新能力显著提高，产业体系培育壮大，适应新型储能发展的市场机制初步建立健全，市场环境和商业模式基本成熟。电化学新型储能示范应用取得明显成效，氢储能及其他创新储能技术的示范应用实现突破。提高电力系统调节能力成效明显，支撑新型电力系统建设取得阶段性进展。 到2030年，新型储能实现全面市场化、多元化发展。新型储能核心技术装备产业链成熟完备，创新水平显著提高，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全。新型储能技术路线实现多元化发展，与抽水蓄能形成高效互补。新型储能多重灵活调节功能更加凸显，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，在推动碳达峰碳中和领域发挥显著作用。 四、规划布局要求 需求导向，合理布局。积极引导新能源电站以市场化方式配置合理规模的新型储能。根据电力需求、负荷特性、电源结构、电网网架等电力系统特征，科学确定各区域建设规模，引导项目合理布局。 集中建设，高效利用。发挥新型储能“一站多用”的作用，鼓励优先建设集中式储能电站，提高利用效率。单个集中式储能电站装机容量规模以不低于10万千瓦为宜，时长不低于2小时，场地条件允许的项目可适当提高建设规模。发挥新型储能布局灵活的特点，就近就地高效利用。 因地制宜，科学选址。项目应在国土空间规划指导下，落实生态保护、耕地保护，综合考虑城乡发展、消防安全、交通运输、水文地质等要求，优先在消防、应急、电网接入等条件方便、经济，且远离居民生活区的地区选址。 五、主要任务 （一）加快推广应用，推动新型储能规模化发展。 优先发展集中式储能电站。鼓励新能源发电企业及各类市场主体，通过自建、合建等方式建设集中式独立储能电站，积极发挥新型储能在电力运行中调峰、调频、系统备用、爬坡、黑启动等多种作用，促进新能源消纳、缓解大规模新能源汇集压力、加强负荷高峰供电能力、提高电网安全稳定运行水平。在重点区域布局一批集中共享储能示范项目。探索试点建设大型新型储能调峰电站。 积极发展电源侧新型储能。建设配置合理新型储能的系统友好型新能源电站或集群，推动高精度长时间尺度功率预测、智能调度控制、频率/电压/惯量调节主动支撑控制等创新技术应用，保障新能源高效消纳利用，提升新能源并网友好性和容量支撑能力。加快推进南宁横州、崇左大型风电光伏基地项目，以及桂林、贵港覃塘、梧州藤县等多能互补一体化项目配套储能设施建设。结合北部湾海上风电基地大规模开发，开展海上风电配置新型储能研究。鼓励结合整县分布式光伏开发试点、分散式风电建设配置新型储能设施。鼓励煤电机组配置新型储能进行联合调频，鼓励煤电机组通过配置新能源和新型储能发展“风光火储一体化”模式，提升电厂运行特性和整体效益。支持区内核电建设新型储能开展调峰调频及多场景应用。 因地制宜发展电网侧新型储能。鼓励在新能源大规模汇集送出的关键电网节点布局新型储能，缓解新能源消纳、调峰调频和大规模新能源接入电网压力。支持在负荷密集接入、电力供需形势紧张的地区布局新型储能，保障电力供应安全稳定。结合农村电网巩固提升工程，在偏远地区的电网末端、海岛等，合理布局电网侧新型储能或风光储电站，提高供电保障能力。在缺乏网间联络的独立供电区，通过新型储能提高电力供应保障水平、促进可再生能源开发利用。推动在变电站变压器重过载、输变电走廊（站址）资源紧张或项目建设难度大、季节性临时性负荷增长等地区，依托既有土地资源或输变电设施建设新型储能电站，延缓或替代输变电设施投资。在电网大容量关键输电通道近区合理配置新型储能，为电网安全稳定运行提供保障。 探索用户侧新型储能集中式发展。鼓励在工业集聚区布局新型储能，积极支持铝产业、水泥、钢铁、化工等高耗能用户结合实际用能需求集中建设新型储能设施，利用分时电价机制引导用户削峰填谷，优化区域电网负荷特性，降低用户综合用电成本。鼓励百色铝工业、贵港水泥工业聚集地区等开展用户侧储能试点工作，示范带动其他行业用户侧储能加快发展。 专栏2新型储能示范项目 集中共享新型储能示范项目：加快推进第一批集中共享新型储能示范项目建成投产。适时在柳州北部、桂林北部、梧州市、玉林南部等地区开展第二批集中共享新型储能示范项目建设。 多能互补一体化项目配套储能项目：南宁横州市、崇左、来宾象州县、桂林、贵港覃塘区、梧州藤县、河池环江县、防城港上思县、百色田阳县、钦州等一批风光储项目配套储能项目。鼓励开展“风光火储”、“风光水储”等一体化示范。 常规电源配置储能项目：探索开展一批火储、水储联合调频示范项目。 大型新型储能调峰电站项目：在南宁、柳州、桂林、梧州、玉林等具备条件的内陆地区或内陆火电机组既有厂址，探索试点建设装机规模30万千瓦及以上或时长4小时及以上的大型新型储能调峰电站。 （二）积极试点示范，鼓励新型储能多元化发展。 开展多元技术路线试点示范。持续推进技术成熟、低成本锂离子电池技术商业化应用。在具备条件地区，加快开展全钒液流电池等容量型储能技术试点示范。重点开展钠离子电池、固态锂离子电池等高能量密度储能技术试点示范应用。推动飞轮储能、超导储能、超级电容储能等功率型储能技术示范应用。加快可再生能源富余电力制（储）氢技术研究和示范应用，探索储热、储冷、制氨等多种形式和更长时间周期储能技术应用。以需求为导向，推动多种储能技术联合应用，探索多技术路线复合型储能试点示范。 专栏3新型储能技术示范 全钒液流电池、铁铬液流电池、锌溴液流电池等技术示范。 钠离子电池、固态锂离子电池技术示范。 锂离子电池高安全规模化示范应用。 超导储能、超级电容储能技术示范。 飞轮储能技术示范。 风光储氢一体化、核能制氢等技术示范。 复合型储能技术示范。 促进分布式储能灵活多样应用。针对工业、通信、金融、互联网等用电量大且对供电可靠性、电能质量要求高的电力用户，根据优化商业模式和系统运行模式需求配置新型储能，提高综合用能效率效益。围绕大数据中心、5G基站、工业园区、公路服务区等终端用户，以及具备条件的农村用户，依托分布式新能源、微电网、增量配电网等配置新型储能，探索电动汽车在分布式供能系统中的应用，提高用能质量，降低用能成本。积极推动不间断电源、充换电设施等用户侧分散式储能设施建设，探索电动汽车、智能用电设施与电网双向互动模式，鼓励虚拟电厂等聚合技术应用示范，提升用能灵活性。围绕政府、医院、数据中心等重要电力用户需求，在安全可靠前提下，建设一批移动式或固定式新型储能作为应急备用电源。结合全区新型基础设施建设，积极推动新型储能与智慧城市、乡村振兴、智慧交通等领域的跨界融合。 推进源网荷储一体化协同发展。通过优化整合电源侧、电网侧、用户侧资源，合理配置各类储能，在确保电网安全稳定运行的前提下，鼓励以源网荷储一体化方式开展内部联合调度，提高源网荷储灵活互动水平，最大化调动或发挥负荷侧调节响应能力。在工业负荷大、新能源条件好的地区，鼓励开展源网荷储一体化绿色供电园区建设。 （三）强化科技创新，推动新型储能产业化发展。 加快全产业链建设。以建链为重点，以“链主”企业为核心，壮大国内龙头企业队伍，培育本土企业发展，重点打造上游储能电池新材料、中游高效电池组及集成、下游配套服务与电池回收为核心的全产业链，推动新型储能产业向成套化、高端化、智能化方向发展，打造在西南地区乃至全国具有影响力的新型储能装备特色产业集聚区。依托比亚迪弗迪、国轩高科、鹏辉能源、多氟多、华友、中伟等驻桂企业，发挥产业配套和集聚效应，加快完善上下游供应链。促进电化学储能与新能源汽车动力电池产业链上下游贯通协同，增强产业链供应链韧性。 专栏4新型储能产业发展重点方向 重点发展以锂离子电池、液流电池、钠离子电池、固态电池、氢燃料电池为主的新材料、关键零部件、高效电池组和成套装备，提高新型储能装备自主供给能力。在南宁、柳州、玉林、钦州等设区市建设一批储能电池新材料产业基地，健全先进适用正负极材料、电解质、隔膜、集流体等产业链，支持区内铝箔、铜箔等关联企业开展集流体延链补链技术升级。在南宁、桂林等地区探索依托钒矿资源发展全钒液流电池产业链。鼓励有条件的地区开展蓄热换热、压缩空气、飞轮储能、电解制氢、氢能储运等装备产业布局。鼓励电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）及相关芯片、电子元器件、软件系统等的研发和制造。鼓励具备条件地区提前布局储能电站退役管理、电池回收产业，实现废旧电池及储能材料的资源化和循环利用，研究电池一致性管理、安全评估和溯源系统。积极完善咨询设计、技术研发、检测认证、运营维护、应急管理、大数据应用等配套服务业。 加强先进技术攻关。鼓励企业、高校及科研院所等加强新型储能理论、关键材料、单元、模块、系统、储能安全等技术攻关，开展新一代储能电池关键技术和工程化应用研究。加快攻关液流电池、钠离子电池、固态电池、燃料电池等关键技术。研究超级电容、超导、飞轮、压缩空气、液态金属电池、金属空气电池、储氢（氨）等储能技术，以及适合南方地区的低温蓄冷、储热等实用技术。加大电化学储能系统安全预警、高效灭火及防复燃、储能电站整体安全性设计、储能电池寿命检测和状态评估等全过程安全技术投入力度。研究规模化储能主动支撑控制技术、储能集群协同优化运行技术、分布式储能聚合互动技术等智慧调控技术，开展源网荷储协同、虚拟电厂、市场化交易等领域关键技术研究。 推动产学研用融合发展。支持产学研用体系和平台建设，吸引更多人才、技术等高端要素向新型储能产业聚集，促进教育链、人才链和产业链的有机衔接和深度融合。加快推进新型储能技术创新中心、工程研究中心、重点实验室等创新平台建设，鼓励申报自治区级、国家级创新平台，加大对创新平台的支持力度，加速成果转化。鼓励政府、企业、金融机构、技术机构等联合组建新型储能发展基金和创新联合体，优化创新资源配置。鼓励区内高校加强学科建设，深化多学科人才交叉培养，培养一批新型储能专业人才和复合人才。支持相关企业、科研院所等持续开展新型储能应用布局、商业模式、政策机制、标准体系等方面的工作，为新型储能行业发展提供科学决策。 （四）完善市场机制，加快新型储能市场化步伐。 明确新型储能独立市场主体地位。推动具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，作为独立主体参与电力市场。推动以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，选择转为独立储能项目。积极支持独立储能项目参与电力中长期交易、现货、辅助服务等各类电力市场。推动独立储能电站以独立调度对象身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，纳入电力并网运行及辅助服务管理。 建立健全新型储能市场交易机制。完善广西电力中长期、辅助服务市场，加快推进电力现货市场建设。研究新型储能参与各类型电力市场的准入条件、交易机制、技术标准和价格形成机制等。鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场，鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与市场交易的模式。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，完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，丰富电力辅助服务交易品种。鼓励进一步扩大电力中长期市场、现货市场交易价格上下浮动幅度，为用户侧储能发展创造空间。 健全新型储能价格机制。完善支持用户侧储能发展的价格机制，根据电力供需实际和经济高质量发展需要，适时适度拉大峰谷分时电价价差，建立与电力现货市场相衔接的需求侧响应补偿机制，推动用户侧积极配置储能，降低高峰用电需求，减少接入电力系统的增容投资。落实国家有关电网侧独立储能电站容量电价机制，科学评估新型储能替代输变电设施的投资效益，探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。 创新新型储能商业模式。鼓励建设集中共享新型储能项目，建立健全新型储能容量租赁机制，积极引导和鼓励市场化并网单体新能源项目在全区范围内通过向集中共享储能电站租赁容量的方式落实储能配置需求，鼓励签订与新能源项目全寿命周期相匹配的协议或合同。鼓励通过“容量租赁费+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共享储能商业模式。 拓展新型储能投资运营模式。鼓励有实力的新能源投资企业、储能运营商、电网企业等联合投资建设集中式新型储能项目。积极引导各类有意愿的社会资本投资建设新型储能项目，建立健全社会资本建设新型储能公平保障机制。创新储能合作投资模式，鼓励投资主体采用多种合作模式实现电站共建、服务共享。探索源网荷储一体化和多能互补项目协调运营和利益共享机制。 （五）规范行业管理，健全新型储能管理体系。 规范项目审批。根据国家能源局《新型储能项目管理规范（暂行）》和《广西壮族自治区企业投资项目核准和备案管理办法》等有关文件要求，新型储能项目实施属地备案管理，项目备案内容、项目变更、建设要求等按《新型储能项目管理规范（暂行）》执行。 分级分类管理。自治区新型储能规划根据全区电力系统发展、新能源和新型储能项目建设发展情况提出集中式新型储能布局规划建议，并定期滚动调整。适时组织开展全区集中式新型储能示范项目建设，优先支持符合布局规划、电力系统亟需、前期工作充分、技术示范性强、落实租赁共享协议的项目纳入示范。纳入自治区年度建设方案的风电、光伏发电、多能互补、源网荷储一体化等项目的配建新型储能项目视同列入自治区新型储能规划。延缓和替代电网投资的电网侧新型储能项目须经过充分技术经济论证后，纳入自治区新型储能规划。集中式新型储能项目由各市根据全区布局规划统筹做好项目备案管理，优先推进布局规划范围内的项目。 强化安全管理。明确产业上下游各环节安全责任主体，加强全过程责任落实和安全管控，严格落实项目准入、设计咨询、施工调试、质量控制、并网调度、运行维护、应急消防处置等各环节安全管理要求。项目业主要严格履行安全生产主体责任，落实全员安全生产责任制，建立健全风险分级管理和隐患排查治理双重预防体系。严格设备和核心部件把关，根据相关技术要求，优选安全、可靠、环保的产品。加强新型储能项目运行状态监测，实现对新型储能项目安全运行情况的全方位监督和评估。 健全标准体系。落实国家、行业新型储能有关标准体系。加快成立自治区新型储能相关行业协会，加强新型储能全产业链、安全、多元化应用相关标准制定研究。支持龙头企业、科研院所、创新平台等有关单位主持或参与新型储能领域相关标准制定修订工作。结合广西实际，适时制定与国家标准和行业标准相匹配的地方标准。加强储能标准体系与现行能源电力系统相关标准的有效衔接。完善新型储能并网性能、辅助服务性能等相关技术要求，加快开展规模化储能集群调控、分布式储能聚合调控等相关技术标准研究。电网企业要牵头加快制定出台储能电站接入电网系统的安全设计、并网技术、运行控制等技术标准，以及测试验收、安全隐患排查、电池系统定期检验、应急管理等规范规则。健全新型储能检测和认证体系，积极培育新型储能产业检测认证机构。 做好并网运行调度管理。电网企业要根据新型储能项目布局规划，统筹开展电网规划和建设，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，明确并网接入、调试验收流程与工作时限，公平无歧视为新型储能项目提供电网接入服务，加大纳入自治区示范以及规划布局范围内新型储能项目的并网支持。电网企业应坚持按市场化原则，积极优化储能调度运行机制，提升新型储能利用率，加快制定完善各类型储能设施调度运行规程和调用标准，明确调度关系归属、功能定位、运行方式等，对于暂未参与市场的配建储能设施，尤其是新能源配建储能设施，应做好科学调度。保障社会化资本投资的储能电站得到公平调度。 六、环境影响分析 根据《中华人民共和国环境影响评价法》对规划实施进行环境影响评价，切实减少新型储能发展对生态环境的影响。 （一）环境影响分析。 新型储能项目建设施工期间，主要有噪声、扬尘、废水、固体废物、植被破坏、水土流失等环境影响；新型储能项目运行期间，主要有电磁辐射（工频电场、磁场）、噪声、固体废物、废液、危险废物等环境影响。 （二）环境保护措施。 规划实施过程中严格执行储能电站环境影响评价制度。加强覆盖新型储能项目布局、建设、运营和退役等全生命周期的环境保护，储能企业要严格执行环境保护和污染防治规定，加强项目建设和生产运行过程中的环境监测和事故防范。坚守生态保护红线和永久基本农田，在规划选址、并网线路等方面严格落实生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和生态环境准入清单要求。依法依规科学避让自然保护地、重要湿地和红树林湿地等生态敏感区域。强化施工期声环境保护及大气、水、固体废物污染防治措施，加强储能项目建设过程中的水土保持和环境保护修复。采取措施降低储能设施运行噪音和电网电磁辐射等区域性环境影响。按规定设置疏散通道、消防灭火设施和综合消防技术措施，制定火灾、爆炸等应急预案。严格落实危险废物处置要求，对废弃电池及电子元件按相关规定处置，强化储能电池气体、电解液等意外泄露和变压器事故排油的预防、监测和紧急处理措施。 （三）环境保护预期效果。 新型储能项目通过严格执行相应环境保护和污染防治措施并达到有关标准要求后，环境风险事故出现概率较低，对生态环境的影响在可接受的范围内。通过新型储能技术应用，可提高新能源和可再生能源消纳水平，实现化石能源消费替代，为实现碳达峰碳中和目标做出重要贡献。 七、保障措施 （一）强化组织实施。 建立健全自治区发展改革委、科技厅、工业和信息化厅、自然资源厅、生态环境厅、住房城乡建设厅、应急厅、市场监管局、林业局，国家能源局南方监管局，各电网企业、储能企业等单位组成的工作协调机制。做好新型储能与国土空间、能源、电力等规划的衔接。加强沟通协调，建立健全覆盖项目投资建设、并网调度、运行考核、价格形成等方面的配套机制，统筹推进新型储能产业安全、高质量发展。各有关市、县要落实属地责任，科学有序推进项目建设，精心组织实施。各有关企业是规划实施的主体，要切实抓好项目建设、运营，确保规划顺利实施。 （二）加大政策支持。 按照自治区有关规定，将符合条件的新型储能示范项目按程序纳入自治区层面统筹推进重大项目，在符合国土空间规划的前提下保障用地等要素指标。强化财政资金支持，有效利用现有中央预算内专项等资金渠道，积极支持新型储能关键技术装备产业化及应用项目。按规定落实相关税收优惠政策。拓宽新型储能社会投资渠道，鼓励金融投资机构为新型储能工程和装备产业化项目提供绿色金融支持，鼓励提供优惠的信贷支持措施，创新金融服务。加大“新能源+储能”支持力度，对于超出规定比例落实调节能力的市场化并网新能源项目，结合储能技术水平和系统效益，在保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面给予适当倾斜。 （三）加强监督评估。 自治区发展改革委组织开展规划评估工作，密切跟踪规划实施情况，必要时按程序对规划进行滚动修编。建立健全涵盖项目实施、并网接入、市场机制建设、调度运行、安全管理等方面的闭环监管机制，保障新型储能发展全环节、全过程安全规范、公平公正、高效利用。强化新型储能项目动态监测和评估，各设区市发展改革部门要定期将备案的新型储能项目报送至自治区发展改革委并抄送国家能源局南方监管局，要会同相关部门定期清理和废止长时间未开工的项目，要着力避免和解决新型储能“建而不用”、“建而不调”等问题。用好全国新型储能大数据平台，健全常态化项目信息报送机制，并实现与自治区能源大数据平台信息共享。加强安全风险防范和监督检查，强化消防安全管理，全面提升安全水平。 《广西新型储能发展规划（2023—2030年）》政策解读 一、编制背景 新型储能是建设以新能源为主体新型电力系统的重要支撑，对于推动落实碳达峰碳中和目标具有关键作用。2021年以来，国家发展改革委、国家能源局先后印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《新型储能项目管理规范（暂行）》《“十四五”新型储能发展实施方案》等指导地方新型储能产业发展的相关文件，指出省级能源主管应组织开展本地区新型储能发展规模与布局研究，研究本地区重点任务，科学合理引导新型储能项目建设。为贯彻落实国家有关要求，引导新型储能技术和产业健康发展，支撑构建新型电力系统，推动实现碳达峰碳中和战略目标，自治区发展改革委组织开展了《广西新型储能发展规划（2023—2030年）》（以下简称《规划》）的编制工作。 二、主要内容 《规划》充分与国家有关文件，以及自治区能源、电力、可再生能源规划相衔接，共有七个章节，包括发展基础、面临形势、总体要求、规划布局建设要求、主要任务、环境影响分析、保障措施。 第一部分：发展基础。总结广西在新型储能应用、装备制造产业、配套政策等方面的发展情况。 第二部分：面临形势。分析广西新型储能发展面临的机遇与挑战。 第三部分：总体要求。提出广西新型储能发展的指导思想、基本原则和发展目标，推动全区新型储能实现商业化、规模化、产业化发展。 第四部分：规划布局要求。结合全区新能源发展形势、电网规划建设情况等，提出新型储能电站规划布局要求，以及全区集中式新型储能布局规划建议。 第五部分：主要任务。提出推动新型储能规模化发展、鼓励新型储能多元化发展、推动新型储能产业化发展、加快新型储能市场化步伐、健全新型储能管理体系等主要任务。 第六部分：环境影响分析。包括环境影响分析、环境保护措施、环境保护预期效果。 第七部分：保障措施。从强化组织实施、加强政策支持、加强监督评估方面提出保障措施。 三、组织实施 下一步，自治区发展改革委将会同有关部门抓好《规划》各项任务举措的落实落地，统筹推进新型储能产业安全、高质量发展，完善规划实施监测评估机制，密切跟踪规划实施情况，必要时按程序对规划进行滚动修编。
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