近日，安徽省能源局发布新型储能发展规划（2022-2025）并广泛征求意见。规划中提出到2022年安徽省将实现新型储能装机规模800MW以上，到2023年实现新型储能装机规模1.5GW以上，到2024年实现新型储能装机规模2.1GW以上，到2025年安徽省将实现新型储能装机规模3GW以上。
方案提出：
1、加快发展电源侧新型储能。根据电力系统运行需求，结合新能源开发建设，布局一批新型储能电站，构建电源出力特性与负荷特性匹配的友好型电源集群，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。重点围绕风光资源集中区域，支持源网荷储一体化和多能互补项目开发建设，推动新能源项目配套建设集中式新型储能电站。探索利用退役火电机组既有厂址和输变电设施建设新型储能或风光储设施。
2、重点支持电网侧储能建设。在大规模新能源汇集、负荷密集接入和电压支撑能力不足的关键电网枢纽点合理布局集中式新型储能电站，研究配置新型储能对于输电通道能力提升的可行性，发挥储能设施对新型电力系统的支撑作用，提升电力系统灵活调节能力和电网安全稳定水平，重点在淮北、宿州、淮南、蚌埠、亳州等电力外送困难地区和合肥、滁州等电力负荷中心建设集中式储能电站，促进电力就近平衡，提高电网供电能力和应急保障能力。
3、灵活开展用户侧储能建设。实现用户侧新型储能灵活多样发展，探索储能融合发展新场景，提升负荷响应能力，拓展新型储能应用领域和应用模式。围绕大数据中心、5G基站、工业园区、公路服务区等终端用户，探索智慧电厂、虚拟电厂等多种新型储能应用场景和商业模式。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，探索推广电动汽车双向互动智能充放电技术应用，提升用户灵活调节能力和智能高效用电水平。
在优化项目布局方面提出：
1.科学确定建设规模。立足保障电力系统安全稳定运行，综合考虑地区电网结构、消纳能力以及新能源发展需求等因素，结合各地实际科学确定供电分区新型储能设施建设规模，引导项目合理布局。
2、合理优化站点选址。结合变电站负载情况、接入新能源规模以及间隔资源情况，重点在重载变电站、新能源接入规模大或电网枢纽位置布局新型储能电站。“十四五”时期优先在推荐储能接入站点附近建设一批电网侧独立储能电站项目。
方案鼓励建设集中式储能电站，提高利用效率，支持新能源发电企业结合自身情况，按照集约高效的原则，通过自建、合建等方式建设独立储能电站。积极引导社会资本投资建设独立储能电站。政府相关部门和电网公司在项目许可、建设施工、并网调度上给予优先支持。
在发展模式上，探索共享模式。积极支持各类主体开展共享储能等创新商业模式的应用示范，营造开放共享的储能生态体系。鼓励有配置储能需求的新能源发电企业就地就近、长期租赁共享独立储能电站。
在市场机制和环境方面，明确新型储能电站的独立市场主体地位，研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，推动储能参与各类电力市场，体现多重功能价值。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，可转为独立储能，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，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目。以配建形式存在的新型储能项目，在完成站内计量、控制等相关系统改造并符合相关技术要求情况下，鼓励与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体，按照相关规则参与电力市场。
建立合理价格机制。加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，通过市场发现价格。探索需求侧响应、虚拟电厂聚合收益模式，统筹考虑电力系统峰谷差率﹑新能源装机占比、系统调节能力、用户承受能力等因素，完善峰谷电价、尖峰电价政策，拉大峰谷价差，提升用户建设储能电站收益率。独立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。
方案显示，截至2021年底，安徽省已投运新型储能设施装机规模22.4 万千瓦/26.0 万千瓦时，其中“风电+储能”项目装机20.5 万千瓦/20.5 万千瓦时。安徽省拟建、在建储能电站列表如下：
原文如下：
