一、加快示范项目市场化发展

（一）明确示范项目作为独立储能的市场主体地位。确定纳入自治区集中共享新型储能的示范项目作为独立储能的市场地位。示范项目在满足具备独立计量、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，符合相关标准规范以及电力市场准入条件后，作为独立主体参与电力市场。

（二）积极推动示范项目参与电力市场。研究明确示范项目参与电力中长期市场、电力现货市场、辅助服务市场交易及结算机制。示范项目可分别以发电企业、电力用户身份注册参与交易，同等条件下按市场交易规则与价格机制优先成交、出清与结算。在广西电力现货市场正式运行前，示范项目主要参与电力辅助服务市场与电力中长期市场交易。

（三）建立示范项目容量租赁机制。鼓励市场化并网新能源项目通过在全区范围内租赁示范项目容量的方式配置储能需求。示范项目的年容量租赁费价格由各投资主体自主协商确定（参考区间为160—230元/千瓦时）。鼓励市场化并网新能源项目投资主体和示范项目投资主体签订与新能源项目全寿命周期相匹配的容量租赁协议或合同。

（四）推动示范项目参与多类型电力辅助服务。示范项目按照《国家能源局南方监管局关于印发〈南方区域电力并网运行管理实施细则〉〈南方区域电力辅助服务管理实施细则〉的通知》（南方监能市场〔2022〕91号）等有关规定参与辅助服务市场，示范项目参与调峰辅助服务的补偿标准为396元/兆瓦时。已通过容量租赁方式完成储能配置要求的市场化并网新能源项目，暂不参与调峰辅助服务费用分摊，后期视情况调整。后续随着市场机制逐步完善，适时扩充示范项目纳入的辅助服务品类，积极推进示范项目优先参与一次调频、二次调频辅助服务交易，鼓励示范项目参与调压、黑启动、备用等辅助服务交易。

（五）健全示范项目价格机制。在示范项目未参与电力市场交易前，充电电量用电价格暂按电网企业代理购电工商业及其他用电类别单一制电价标准执行，并执行峰谷分时电价政策；放电时作为发电企业，上网电价暂参照广西燃煤发电平均基准价0.4207元/千瓦时执行。在示范项目参与电力市场交易后向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。结合我区电力供需实际情况，优化完善峰谷分时电价政策，适时适度拉大峰谷价差。电力市场交易有关部门指导示范项目签订顶峰时段和低谷时段带曲线的电量、电价合约，为示范项目在服务用户侧方面创造发展空间。探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。

二、引导示范项目有序建设

（一）引导示范项目合理布局。按照国家能源局《新型储能项目管理规范（暂行）》（国能发科技规〔2021〕47号）有关要求，由自治区发展改革委在国土空间规划指导下组织编制全区新型储能发展规划，优先在新能源弃电高风险地区、新能源大规模汇集地区、电网安全稳定运行水平不高的关键节点等区域，综合考虑城乡发展、消防安全、交通运输、水文地质等要求对新型储能项目进行集中化规模化合理布局，发挥新型储能“一站多用”的作用。建立全区新型储能项目规划储备库，按年度滚动更新。示范项目应符合规划布局，在规划指导下开展项目相关前期工作。