2021年9月底，《新型儲能項目管理規范（暫行）》《電化學儲能電站并網調度協議（示范文本）（征求意見稿）》先后發布。

　　在此之前，涉及儲能整體發展規劃、項目管理、價格機制等多個文件都在2021年出臺。據eo了解，還有若干與儲能直接相關的政策文件目前正在制定之中。

　　以鋰電池為主要技術路線的新型儲能發展規模正在不斷擴大。工信部披露的數據顯示，2021年上半年，全國儲能鋰離子電池產量達到15GWh，同比增長260%。

　　“雙碳”目標下，儲能成為以新能源為主體的新型電力系統中的關鍵技術，如何更好地發展和利用儲能技術成為政策熱點。2021年4月和8月，北京分別發生了一起電池儲能和飛輪儲能事故，儲能安全問題引發廣泛關注。在利好消息和負面新聞夾雜中，對儲能行業的管理正在從過去的以省為單位的分散實踐，走向層面統一部署。

　　《新型儲能項目管理規范（暫行）》由能源局在6月面向社會公開征求意見，9月正式印發，明確了各級能源主管部門以及電網企業在規劃、項目案、并網和監測監督方面的職責。

　　由于新型儲能應用場景廣泛，產業鏈環節眾多，除了能源主管部門，未來多個政府部門都將對其行使管理職責。

　　2021年8月24日，發改委和能源局共同發布《電化學儲能電站安全管理暫行辦法（征求意見稿）》（以下簡稱“征求意見稿”），就電化學儲能電站的安全管理事宜面向社會征求意見。根據征求意見稿，發展改革、國土空間規劃管理、工業行業管理、市場監督管理、住房和城鄉建設、電力以及應急管理部門等多個政府部門未來都將介入電化學儲能電站的安全管理。具體分工可見表1。

　　此次征求意見稿內容涉及儲能項目準入、產品、設計、施工驗收、并網調度、運維、退役和事故處置等多個環節，基本覆蓋了儲能電站的整個生命周期。

　　征求意見稿提出，未來要提高企業行業準入門檻，提高儲能產品安全要求，提高安全設防等級。

　　征求意見稿明確，建設單位（即業主單位）負有安全方面的主體職責，在案、設計、施工、運維、拆除等各環節，建設單位均要符合安全要求。例如，在項目前期，建設單位應當保障安全投入，確保安全設施與主體工程同時設計、同時施工、同時投入運行和使用；在運維階段，應制定應急處置預案，配專業應急處置人員和滿足電站事故處置需求的應急救援裝，定期組織開展初期火災撲救及應急處置演練。

　　消防救援隊伍將負責編制儲能電站火災撲救要點，組織專項訓練和實地演練，提升事故應急救援能力。

　　此外，征求意見稿還特別提出，建設單位在項目設計時應綜合研判儲能系統和儲能場所安全風險，禁止在人員密集場所、高層建筑內、地下建筑、易燃易爆場所部署儲能電站。目前，一些用戶側儲能項目建在商業樓宇之中，未來這類項目準入難度可能加大。

　　4月16日，北京一個儲能電站發生起火和爆炸，這個電站就建在一個大型家居商場旁邊，火災致使商戶和顧客緊急撤離，商場停業。終，事故導致2名消防員犧牲，1名消防員受傷，另有1名電站員工失聯。

　　這一事件發生后，應急管理部門開始高度關注儲能安全問題。6月14日，國務院安委辦、應急管理部召開全國安全防范工作視頻會議。會議要求，對燃氣鋪設管理混亂、異地搬遷入住高樓消防隱患、化學儲能電站建設無序、農用車違規載人等嚴重沖擊人民群眾安全底線的問題，抓緊采取治理措施。

　　禍不單行，8月18日，北京泓慧國際能源發展在進行飛輪科技實驗過程中，實驗設意外脫落擊中該員工，事故造成3死4傷。

　　飛輪儲能技術利用電機帶動飛輪高速旋轉實現電能與高速旋轉的動能之間的相互轉換與儲存，屬于物理儲能范疇，在調頻、電能質量管理等領域性能突出。一般認為，飛輪儲能非常安全，不像電池儲能容易起火爆炸。但安全的前提是技術和產品成熟。相關文獻顯示，要實現飛輪儲能技術的突破，必須解決高速飛輪的材料強度及加工工藝、高速電機設計技術、大功率電力電子技術、真空密封技術、電磁軸承等核心技術，這些與核工業領域的離心機技術有很大相似之處，技術含量極高。

　　近年來，儲能事故在全球多個都曾發生，但較少有死亡記錄。因此，有業內人士認為，如果以死亡人數為標準，北京出現的兩起事故可以稱得上目前全世界嚴重的兩起事故。

　　中國在過去幾年發生過的若干起事故均沒有公開的事故調查結論。北京4月的火災之后，不少業內人士希望終能夠公開事故調查結果、厘清事故各方責任，通過信息公開減少外界對儲能不信任的情緒。

　　2021年之前，對儲能的支持政策主要以省為單位開展，大多體現在可再生能源并網，儲能參與輔助服務市場等方面，部分省市給出了補貼政策。碳中和目標下，儲能的重要性大幅提升。2021年，部委層面政策頻出，這些支持政策已覆蓋電力系統發輸配用各環節。

　　針對電網側儲能，發改委5月發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，這份文件重要的內容是建立容量電價納入輸配電價回收的機制。這一機制解決了困擾儲能蓄能電站已久的價格機制問題。在此政策出臺之前，抽水蓄能兩輪輸配電價定價均把抽水蓄能排除在外。由于缺乏成本疏導渠道，抽水蓄能規模增長較為緩慢，遠低于規劃目標。

　　抽水蓄能以外的新型儲能也有通過輸配電價疏導的可能性?！蛾P于加快推動新型儲能發展的指導意見》已提出，研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。

　　在用戶側，發改委7月發布了《關于進一步完善分時電價機制的通知》。這一通知要求各地拉大峰谷電價差，上年或當年預計系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4∶1；其他地方原則上不低于3∶1。各地還應建立尖峰電價機制，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%。

　　峰谷電價差套利是用戶側儲能重要的商業模式，目前僅在全國峰谷電價差的幾個省市（如、北京）具有經濟性。如果后續各省按此通知拉大峰谷電價差，用戶側儲能有可能在更多地區具經濟性。

　　在發電側，《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》（以下簡稱《通知》）在8月出臺。《通知》要求可再生能源發電企業承擔更多的并網消納責任，如果自建或購買調峰儲能能力，可再生能源發電企業將能夠在保障性并網范圍外進一步增加并網規模。這里的調峰儲能能力包括抽水蓄能、化學儲能電站、氣電、光熱電站和開展靈活性改造的火電。其中，對儲能的配比要求是發電裝機容量的15%且持續工作4小時以上，鼓勵達到20%以上。

　　《通知》發布之前，全國已經有多個省份要求可再生能源企業配建儲能，配建后可以優先并網。由于這一做法增加了企業的建設成本，降低了投資回報率，此前曾有過反對聲音。但此次《通知》發出了明確的信號：每年新增的并網消納規模中，電網企業應承擔主要責任，電源企業適當承擔可再生能源并網消納責任。隨著新能源發電技術進步、效率提高，以及系統調峰成本的下降，電網企業承擔的消納規模和比例將有序調減。

　　內蒙古自治區很快跟進了這一政策。8月23日發布的《內蒙古自治區關于加快推動新型儲能發展的實施意見（征求意見稿）》要求，新建保障性并網新能源項目，配建儲能規模不低于15%、儲能時長2小時以上；新建市場化并網新能源項目，配建儲能規模不低于15%、4小時。

　　以一個100MW的光伏電站為例，如果按照1.5元/Wh計算儲能系統成本，則保障性項目配建儲能需要投資4500萬元以上，市場化并網項目配建儲能需要9000萬元以上。有從業者表示，單純通過消納棄風棄光無法收回這部分投資，如果未來儲能成本進一步下降，且能夠疊加輔助服務等多種收益，儲能的經濟性將會有所上升。

　　盡管儲能目前仍然成本偏高，處在商業化初期，但在持續出臺的利好政策面前，地方政府和企業對于儲能的前景已表現得十分樂觀。

　　根據《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，到2025年，抽水蓄能以外的新型儲能裝機規模的目標是3000萬千瓦以上。青海省近期提出到2025年建成并網新型儲能規模達到600萬千瓦以上，內蒙古的目標是500萬千瓦，山東的目標是450萬千瓦，三省目標就占到全國目標的一半。

　　企業層面，對大容量儲能項目的建設計劃也在出現。華能集團、林洋億緯儲能科均在近期發布了規模為500MW/1000MWh的儲能電站可研招標公告，山西朔州國企華朔新能源技術發布了MW/800MWh獨立儲能項目EPC總承包工程項目招標公告。

　　有業內人士認為，儲能的建設周期非常短，如果價格機制能終理順、有可行的商業模式，預計行業將迎來快速增長。

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