（二）市场主导，政策引导。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，积极营造公平公正、竞争有序的市场环境。加强政策引导，优化市场交易机制，充分发挥分时价格信号作用，引导电源侧、电网侧、用户侧等配建新型储能设施，积极参与电力平衡，大幅提升电力系统的灵活性和可靠性。

（三）示范先行，分步实施。按照“先试点、再推广”的原则，优先选取电力负荷较大、市场潜力较好、技术成熟度高的区域、园区、企业等，发展建设新型储能项目，试点开展新型储能项目参与需求响应和辅助服务。

（四）规范管理，保障安全。加强新型储能项目管理，建立健全新型储能技术标准、管理、监测、评估体系，明确新型储能各环节安全责任主体，保障新型储能项目建设运行全过程安全。

三、工作目标

2023年，重点在龙王、桃乡、广都等电网“卡脖子”断面开展新型储能示范项目建设，建成新型储能装机达到10万千瓦以上，初步缓解电网“卡脖子”断面负荷缺口。

2024年，在电网“卡脖子”断面和负荷缺口明显区域布局落地新型储能示范项目建设，建成新型储能总装机达到50万千瓦以上，全面解决电网“卡脖子”断面负荷缺口。

2025年，充分考虑经济与资源各方因素，全面推广应用新型储能设施，打造智能灵活调节、安全保障有力、供需实时互动、源网荷储深度融合的新型电力系统，建成新型储能总装机100万千瓦以上。

四、重点任务

（一）推动电源侧异地配建新型储能电站。在燃煤电厂、燃机电厂、垃圾发电厂等领域，建设火储联合调频储能项目，提高传统火电机组的运行效率。结合“三州一市”地区光伏、风电新能源发电装机10%的新型储能配置需求，通过独立、联合建设或市场租赁、购买等方式落实异地配建新型储能容量，推动在成都东南部、东北部电源缺乏、电网供需形势偏紧区域落地，力争到2025年新增新型储能装机10万千瓦以上。[责任单位：市经信局市新经济委、市发改委、各区（市）县政府（管委会）]

（二）加快电网侧新型储能设施建设。围绕迎峰度夏（冬）局部区域供需形势偏紧、主变重过载、低电压等供电可靠性问题，按照分层分区接入、就地满足需求的原则，在短板明显区域推动新型储能试点项目落地。优先在500千伏龙王站供电片区及500千伏桃乡站、广都站部分供电片区日负荷峰谷差大、输电走廊和站址资源紧张、负载率高但尖峰负荷短的关键电网节点附近，合理布局独立储能电站。全市共推荐26个负荷中心地区独立储能电站优先布局点位，储能电站单点接入容量宜在5—10万千瓦（见附件1）。力争在2023年，聚焦重点场所、重点用户试点落地一批移动新型储能车、分布式新型储能，新型储能装机达到5万千瓦以上。力争于2024年新建3个以上独立储能电站，新型储能总装机达到30万千瓦以上。2025年新建3个以上独立储能电站，实现电网侧新型储能总装机达到60万千瓦以上。[责任单位：市经信局市新经济委、市发改委、国网成都供电公司、国网天府新区供电公司、相关区（市）县政府（管委会）]