中央储能专项政策

《关于加快推动新型储能发展的指导意见》

今年8月，国家发展改革委 国家能源局出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，《意见》包括强化规划引导，推动技术进步，规范行业管理等内容。《意见》提出：

统筹开展储能专项规划。研究编制新型储能规划，进一步明确“十四五”及中长期新型储能发展目标及重点任务。省级能源主管部门应开展新型储能专项规划研究，提出各地区规模及项目布局，并做好与相关规划的衔接。

大力推进电源侧储能项目建设。结合系统实际需求，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。充分发挥大规模新型储能的作用，推动多能互补发展，规划建设跨区输送的大型清洁能源基地，提升外送通道利用率和通道可再生能源电量占比。探索利用退役火电机组的既有厂址和输变电设施建设储能或风光储设施。

积极推动电网侧储能合理化布局。通过关键节点布局电网侧储能，提升大规模高比例新能源及大容量直流接入后系统灵活调节能力和安全稳定水平。在电网末端及偏远地区，建设电网侧储能或风光储电站，提高电网供电能力。围绕重要负荷用户需求，建设一批移动式或固定式储能，提升应急供电保障能力或延缓输变电升级改造需求。

积极支持用户侧储能多元化发展。鼓励围绕分布式新能源、微电网、大数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等其他终端用户，探索储能融合发展新场景。鼓励聚合利用不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，结合体制机制综合创新，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。

中央储能相关行业政策

《加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划》

为推进能源生产清洁化、能源消费电气化，推动新型电力系统建设，加快电力装备绿色低碳创新发展，今年8月，工信部、财政部等五部门组织编制《加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划》。《计划》提出：

大幅提升电化学储能装备的可靠性，加快压缩空气储能、飞轮储能装备的研制，研发储能电站消防安全多级保障技术和装备。研发储能电池及系统的在线检测、状态预测和预警技术及装备。

完善新型储能、氢能等全产业链标准体系。优化特高压交、直流装备标准，推进智能配电网技术装备标准化，持续提升用电设备能效技术标准。

加快大功率可变速抽水蓄能和海水抽水蓄能装备应用。促进风光水核能源互补。

推动10MW级超级电容器、高功率锂离子电池、兆瓦级飞轮储能系统应用。

在新能源资源富集地区，推动新型储能+可再生能源发电、风光火（水）储一体化供能试点。围绕大数据中心、5G基站、工业园区、公路服务区等用户，发展新型储能+分布式新能源、微电网、增量配网等。

各地储能专项政策

安徽

安徽省能源局正式印发了《安徽省新型储能发展规划（2022-2025 年）》（以下简称《方案》）。到2025 年，安徽省将实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，全省新型储能装机规模达到300万千瓦以上。《方案》指出电源侧、电网侧、用户侧的发展方向，其中集中式储能电站将是主要的应用形式：

加快发展电源侧新型储能。支持源网荷储一体化项目、新能源配建集中式储能电站项目，探索利用退役火电现有站址建设储能电站。

重点支持电网侧储能建设。关键电网枢纽点布局集中式新型储能电站，在电力负荷中心建设集中式储能电站。

灵活开展用户侧储能建设。探索用户侧储能融合发展新场景。

针对电网侧独立储能接入点，《方案》给出了总计49个“十四五”时期优先在推荐的储能接入站点，这些可作为开发电网侧独立储能电站的重点方向给项目开发方以指引。共享租赁模式继续受推崇。《方案》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。

《方案》对安徽省的现有储能装机规模进行了统计，对拟建、在建的储能电站进行了全面梳理，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。

吉林

今年8月，吉林省人民政府办公厅发布关于印发《吉林省能源发展“十四五”规划》的通知。规划中提出， 加快储能设施建设，引导新能源开发主体在电网侧联合开展集中式储能电站建设，储能规模不低于新增新能源装机容量的10％，储能时长不低于2小时。提升用户需求侧响应能力，培育柔性电力负荷，建立健全基于价格激励的负荷侧响应机制，力争到2025年需求侧响应能力达到最大用电负荷的3％以上。

规划提出在白城、松原等工业负荷规模大、新能源资源条件好的地区优先开展 “源网荷储一体化”试点工程，支持分布式电源开发建设和就近并网，优化配套储能规模，充分发挥配套储能调峰调频作用，最小化风光储综合发电成本，提升综合竞争力 。

各地储能相关行业政策

北京

今年8月，北京市人民政府发布关于对《北京市储能电站建设管理办法（试行）》公开征求意见的公告。

办法中提出，本市行政区内建设（包括新建、改建和扩建）的额定功率不低于100千瓦或能量不低于100千瓦时的储能电站（抽水蓄能除外）的规划、评估、备案、审批、设计、施工、验收等有关工作适用本办法。

办法中明确了储能电站的建设管理流程、项目建设前期评估、土地办理、项目备案、施工许可、竣工验收等环节办理要求，明确所有储能电站项目必须由土地所有权人办理供地手续和规划许可，必须开展消防审查和消防验收，进一步规范了储能电站建设管理程序，引导本市储能电站健康有序发展。

上海

今年8月，上海市发展改革委印发《上海市能源电力领域碳达峰实施方案》，《方案》提出：

积极发展源网荷储一体化和多能互补，引导新能源合理配置储能系统。

积极发展源网荷储一体化和多能互补，引导新能源合理配置储能系统。

培育一批能源（电力）技术重点实验室、工程技术中心、科技创新服务平台，加快能源前沿性、颠覆性开发利用技术攻关。支持重点能源企业、高校以及科研单位，共建一批绿色能源产业创新中心。聚焦大容量、高密度、高安全、低成本新型储能技术等的研发。

江苏

今年8月，国家能源局江苏监管办公室印发《江苏电力并网运行管理实施细则》《江苏电力辅助服务管理实施细则》。

《江苏电力并网运行管理实施细则》单独设置“新型储能运行管理”“抽水蓄能电站可用率管理”章节，明确要求储能电站应服从调度机构的调度管理，出现各类违规情况将需要支付考核费用：如出现擅自调整储能电站的启停和充放电切换模式、擅自开展设备检修并网调试工作、或值班人员离守延误电网事故处理等情况，每次考核10万元；如储能电站发生继电保护误动作的，每次考核5万元；储能电站继电保护及安全自动装置的配置和选型未按要求执行的，每月考核2万元。

电化学储能电站应同时具备就地充放电控制和远方遥控功能，可根据调度机构指令，控制其充放电功率，出现以下情况将予以考核：储能电站的动态响应速度应满足电网运行的要求，不满足要求的，每月每万千瓦考核 5000 元；储能电站的启停和充放电切换不应引起公共连接点处电能质量超出规定范围，不满足要求的，每月每万千瓦考核 5000 元；储能电站充放电切换时间应满足相关标准要求，且应满足调频、调峰等相关工作的技术要求，不满足要求的，每月每万千瓦考核5000 元。

《江苏电力辅助服务管理实施细则》提出，鼓励新型储能、可调节负荷等并网主体参与电力辅助服务。电力辅助服务补偿费用由发电企业、新型储能、一类用户、售电公司及电网企业共同分摊。

光伏、风电、储能执行调度机构指令，在调相工况运行所提供的有偿无功服务的，按15元/兆瓦时补偿。

重庆+四川

今年8月，重庆市人民政府和四川省人民政府共同发布《推动川渝能源绿色低碳高质量发展协同行动方案》。《方案》提出：

提高电力储备调峰能力。充分发挥抽水蓄能在电力系统中的调峰调频、事故备用功能，在新能源开发基地和负荷中心规划建设抽水蓄能电站，重点建设綦江、丰都、云阳、大邑、道孚等抽水蓄能电站。积极发展新型储能，在电源侧和用户侧布局一定规模的电化学储能电站，提升电力系统的灵活性。

培育新型储能产业。加快发展以电化学储能为主体的新型储能技术，健全和壮大新能源汽车和动力电池产业链条。鼓励风光储电站一体化发展，支持在关键节点布局电源侧储能，支持用户侧储能多元发展，推动形成完整的储能产业体系。

积极推进源网荷储一体化。优化整合电源侧、电网侧、负荷侧和各类储能资源，公平引入各类市场主体，全面放开市场化交易，通过价格信号引导各类市场主体灵活调节、多向互动，优化电网调度，积极构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展模式。优化波动性清洁电源布局，增强灵活性清洁电源支撑，建立源网荷储灵活高效、互动互济的电力运行与市场体系。

华东地区

今年8月，国家能源局华东监管局印发《华东区域电力辅助服务管理实施细则（模拟运行稿）》和《华东区域电力并网运行管理实施细则（模拟运行稿）》。

《华东区域电力辅助服务管理实施细则（模拟运行稿）》指出，并网主体包括发电侧并网主体、可调节负荷和新型储能等。电源侧、负荷侧电储能经所在电源侧、负荷侧法人同意并具备相关条件，可以从电源侧、负荷侧独立出来，按照公用电储能方式参与辅助服务补偿（同时参与并网运行考核）。

每月根据发电侧并网主体、新型储能 AGC投运情况和可调节容量给予补偿，补偿费用为360元/兆瓦·月。