近年來，儲能備受大家關注，無論是調峰調頻、削峰填谷還是微電網等場景中，儲能的價值都有體現。目前世界各國紛紛出臺了相應的政策支持儲能的發展，尤其是美國、德國等大力發展可再生能源的國家，儲能在新能源并網中既可以幫助電網公司進行調頻，也可以平衡電網負荷。我國也不例外，出臺了很多政策，目的就是推動儲能的快速發展。小編給大家統計了2015年來，與儲能相關的所有政策，大概分為三類，電儲能參與電力輔助服務、微電網相關政策、儲能產業政策。



2017年9月，首個系統性儲能文件《關于促進儲能技術與產業發展指導意見》下發，文中提到要分兩個階段推進，首先由儲能研發示范階段向商業化初期過渡，然后由商業初期向規模化轉變。按照文件中的說法，儲能目前正處于向商業化初期轉變階段，有很多的示范項目都已投運，包括全球規模最大的全釩液流電池儲能電站、國內規模最大的儲能電力調頻項目、全國首個應用于用戶側大型商業綜合體的商業化儲能電站等等，對于儲能行業技術積累、商業運行模式探索和推進電力體制改革等方面均具有十分重要的示范意義。

大連、江蘇、河北邯鄲等地均出臺了儲能相關產業的政策，同時，多項國家標準實施，包括《電化學儲能系統儲能變流器技術規范》、《電化學儲能電站用鋰離子電池管理系統技術規范》等，在2017年中國已投運的儲能項目中，電化學儲能項目的裝機規模僅次于抽水蓄能，其中抽水蓄能的單個項目規模就很大，而且大部分由國家政府投資建設，這里就不做考慮，由于儲能電站對電池的壽命、安全性、性能等要求較高，電化學儲能技術發展迅速，同時受益于動力電池裝機量的增長，電池成本有望下降，為了規范儲能電池的發展，多個國家標準相繼實施，希望對儲能電池的安全性、技術規范上有所提高。最近，動力電池的梯次利用備受大家關注，近日，《新能源汽車動力蓄電池回收利用管理暫行辦法》發布，文件中鼓勵開展梯次利用和再生利用，動力電池的裝機量大，同時迎來首批“退役潮”，動力電池梯次利用的回本周期快，預計會迎來較大的爆發期，但是動力電池的拆解成本與技術還有待解決。

政策摘要如下：

《關于促進儲能技術與產業發展指導意見》 2017年9月22日印發

意見中提出，未來10年內分兩個階段推進相關工作，第一階段實現儲能由研發示范向商業化初期過渡;第二階段實現商業化初期向規模化發展轉變。

“十三五”期間，建成一批不同技術類型、不同應用場景的試點示范項目;研發一批重大關鍵技術與核心裝備，主要儲能技術達到國際先進水平;初步建立儲能技術標準體系，形成一批重點技術規范和標準;探索一批可推廣的商業模式;培育一批有競爭力的市場主體。儲能產業發展進入商業化初期，儲能對于能源體系轉型的關鍵作用初步顯現。

“十四五”期間，儲能項目廣泛應用，形成較為完整的產業體系，成為能源領域經濟新增長點;全面掌握具有國際領先水平的儲能關鍵技術和核心裝備，部分儲能技術裝備引領國際發展;形成較為完善的技術和標準體系并擁有國際話語權;基于電力與能源市場的多種儲能商業模式蓬勃發展;形成一批有國際競爭力的市場主體。儲能產業規模化發展，儲能在推動能源變革和能源互聯網發展中的作用全面展現。

《大連市人民政府關于促進儲能產業發展的實施意見》 2016年5月印發

到2020年，儲能產業創新中心主體初步形成，儲能技術日趨完善;示范應用取得明顯效果，運營成本大幅降低;產業化基地基本建成，產業知名度顯著提高;全釩液流電池儲能系統能量轉化效率提高到75%以上，電池系統成本降低到2500元/kWh以下。

推動儲能技術和裝備在發電側、輸電側、配電側及用戶側的示范應用。在發電側，加快推進包含大規模儲能系統的海上、陸上網源友好型智能風電場示范項目;在輸電側，建設全釩液流電池儲能調峰電站國家示范工程，提高大連市電網安全性，緩解電網調峰壓力;在配電側，配合配電網改造工程和電動汽車產業發展，建設儲能型變電站，在電動汽車集中充電站中規劃配套儲能裝置;在用戶側，配合新型城鎮化建設和智能微電網建設，選擇海島、新建大型公共設施等適當區域，建設包括風、光、沼氣等多種能源形式發電、儲能、燃氣冷熱電三聯供、電動汽車等為特征的能源互聯網試點示范工程。通過大容量儲能示范項目的規模化實施，完善高性能、低成本全釩液流電池儲能關鍵技術，形成大規模儲能電站設計、安裝、維護、運營和管理控制能力，為大規模推廣應用積累經驗、創造條件。

江蘇《客戶側儲能系統并網管理規定》(試行) 2017年9月發布

本規定僅適用于35千伏及以下電壓等級接入，儲能功率20兆瓦以下的客戶側儲能系統：

第一類： 10( 6,20)千伏及以下電壓等級接入，單個并網點儲能功率不超過6兆瓦的客戶側儲能系統。

第二類： 10( 6,20)千伏電壓等級接入，單個并網點儲能功率超過6兆瓦，或35千伏電壓等級接入的客戶側儲能系統。

河北省邯鄲《關于促進儲能技術與產業發展培育未來產業競爭新優勢的指導意見》 2017年8月8日印發

鋰電池儲能技術目標：通過10年左右的努力，基本建立從材料制備到系統集成全產業鏈的鈦酸鋰儲能產業體系，形成總量規模、創新能力和推廣應用等均具有行業影響力的產業集群，打造成為全國最大的鈦酸鋰儲能產業研發、生產、示范推廣應用基地，實現產值1000億元以上。

氫儲能技術目標：通過10年左右的努力，初步建立制氫、儲氫、運氫、加氫、用氫的全產業鏈氫能產業體系，爭做國內氫能利用的先行者，打造成為全國最大的氫能產業研發、生產、示范推廣應用基地。

新型儲熱儲冷技術目標：密切跟蹤國內外以相變材料為主要儲能介質的新型儲熱儲冷技術研發進展，針對低溫、中溫、高溫相變材料不同應用領域，重點在太陽能發電采用相變材料蓄熱、建筑材料采用相變涂料蓄熱蓄冷保溫節能、相變冷鏈物流等環節，推進產業化進程和示范應用。

國家標準《電化學儲能系統儲能變流器技術規范》 2018年2月實施

國家標準號是GB/T 34210，本標準規定了電化學儲能系統用交直變換型三相儲能變流器的相關術語和定義、產品分類、技術要求、檢驗規則、標志、包裝、運輸、貯存等相關內容。

本標準適用于以電化學電池作為儲能載體的低壓三相儲能變流器，其直流側電壓最高值不超過1000V。

國家標準《儲能變流器檢測技術規程》 2018年2月實施

國家標準號GB/T 34133，本標準規定了電化學儲能變流器的檢測項目、檢測條件、檢測裝置和檢測步驟等。

本標準適用于以電化學電池作為儲能載體的低壓三相儲能變流器，且直流側電壓不超過1000V。

國家標準《電化學儲能電站用鋰離子電池管理系統技術規范》 2018年2月實施

國家標準號GB/T 34131，本標準規定了電化學儲能電池鋰離子電池管理系統的適用條件、功能要求、檢驗和試驗項目等。

本標準適用于新建、改建、擴建電化學儲能電站。

《鋰離子電池行業規范公告管理暫行辦法》 2016年1月1日起實施

本辦法適用于中華人民共和國境內(臺灣、香港、澳門地區除外)所有類型的鋰離子電池行業生產企業，主要包括從事正極材料、負極材料、隔膜、電解液(含電解質)、單體電池、電池組等生產的企業。

團體標準《鋰離子電池企業安全生產規范》 2018年1月1日實施

標準號T/CIAPS0002，本規范適用于鋰離子電池工廠新建、改建、擴建的設計及生產過程;宜用于鋰離子電池行業的安全評價、消防驗收、職業衛生評價等活動。


2017年11月15日，《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》印發，文件中提出，鼓勵儲能設備、需求側資源參與提供電力輔助服務，允許第三方參與提供電力輔助服務。在全球范圍看，輔助服務是最先實現儲能商業化應用的領域，而在中國，只有部分省份下發了電儲能參與電力輔助服務市場的文件，其中包括山西、甘肅、新疆、福建、山東等省份，文件中有明確提出電儲能可以參與輔助服務市場。值得一提的是，去年12月，南方監管局下發了《南方區域電化學儲能電站并網運行管理及輔助服務管理實施細則(試行)》，細則中明確指出，儲能電站根據電力調度機構指令進入充電狀態的，按其提供充電調峰服務統計，對充電電量進行補償，具體補償標準為 0.05 萬元/兆瓦時，這是首個區域性的電儲能電站并網補償文件，說明國家鼓勵儲能參與電力輔助服務。

儲能主要在電源側或負荷側為電網提供調頻調峰服務，儲能電站具有精確響應，反應時間短等優勢，有效緩解了火電機組調頻調峰的壓力，同時有利于新能源的并網消納。儲能參與電力輔助服務，為儲能產業找到新的盈利模式，而且促進儲能技術的研發，但是，儲能電站的高成本問題還有待解決，希望借助于電力市場的建設，儲能產業能找到更好的盈利點。

政策摘要如下：

《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》 2016年6月7日印發

通知要求，“三北”地區原則上可選取不超過5個電儲能設施參與電力調峰調頻輔助服務補償(市場)機制試點，發揮電儲能技術優勢，建立促進可再生能源消納的長效機制;

鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、電儲能企業等投資建設電儲能設施;在發電側建設的電儲能設施，或作為獨立主體參與輔助服務市場交易;在用戶側建設的電儲能設施，可視為分布式電源就近向電力用戶出售;用戶側建設的一定規模的電儲能設施，可作為獨立市場主體，深度調峰。

《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》 2017年11月15日印發

以完善電力輔助服務補償(市場)機制為核心，全面推進電力輔助服務補償(市場)工作，分三個階段實施。第一階段(2017年～2018年)：完善現有相關規則條款，落實現行相關文件有關要求，強化監督檢查，確保公正公平。第二階段(2018年～2019年)：探索建立電力中長期交易涉及的電力用戶參與電力輔助服務分擔共享機制。第三階段(2019年～2020年)：配合現貨交易試點，開展電力輔助服務市場建設。

按需擴大電力輔助服務提供主體。鼓勵儲能設備、需求側資源參與提供電力輔助服務，允許第三方參與提供電力輔助服務。

《南方區域電化學儲能電站并網運行管理及輔助服務管理實施細則(試行)》 2017年12月25日

細則適用于南方區域地市級及以上電力調度機構直接調度的并與電力調度機構簽訂并網調度協議的容量為 2MW/0.5 小時及以上的儲能電站。儲能電站根據電力調度機構指令進入充電狀態的，按其提供充電調峰服務統計，對充電電量進行補償，具體補償標準為 0.05 萬元/兆瓦時。

《山西省電力輔助服務市場化建設試點方案》 2017年8月21日印發

山西省電力輔助服務市場化建設將分階段組織實施：第一階段(2017-2018年)：開展調頻輔助服務市場建設，建立有償調峰輔助服務市場，探索無功補償、黑啟動輔助服務的市場化運作機制。第二階段(2019-2021年)：在現貨市場啟動后，開展備用輔助服務市場建設;制訂電能、調頻與備用輔助服務在現貨市場中聯合出清、一體優化的實施方案;制訂以雙邊協商交易為主的無功補償與黑啟動輔助服務市場化實施方案。

市場主體：具備自動發電控制裝置(AGC)的統調火電機組與滿足相應技術標準的新能源機組、電儲能設備運營方、售電企業、電力用戶等可參與調頻輔助服務市場。

《關于鼓勵電儲能參與山西省調峰調頻輔助服務有關事項的通知》 2018年4月30日前提交電儲能設施標準

通知中明確規定儲能運營企業可參與調峰和調頻輔助服務，并且電儲能設施可作為參與輔助服務提供及費用結算的主體，電儲能設施獨立并網,根據調度指令獨立完成輔助服務任務,并單獨計量的運行方式 。

獨立參與調峰的單個電儲能設施額定容量應達到lOMW及以上(聯合調峰容量暫不受限制),額定功率持續充電時間應在4小時及以上。獨立參與調頻的電儲能設施額定功率應達到15MW及以上,持續充放電時間達到15分鐘以上;單個聯合調頻項目容量應達到機組額定容量3%或9MW 及以上,持續充放電時間達到15分鐘以上, (在容量配比富余的情況下可放寬至5分鐘以上,根據運行情 況另行調整)。

《甘肅省電力輔助服務市場運營規則(試行)》 2018年4月1日起執行

電力輔助服務市場的市場主體為已取得發電業務許可證的省內發電企業(包括火電、水電、風電、光伏)，以及經市場準入的電儲能和可中斷負荷電力用戶。自備電廠可自愿參與電力輔助服務市場。網留非獨立電廠暫不參與電力輔助服務市場。自發自用式分布式光伏、扶貧光伏暫不參與電力輔助服務市場。

電儲能既可在電源側也可在負荷側，或以獨立市場主體為電網提供調峰等輔助服務。鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、獨立輔助服務提供商等投資建設電儲能設施，要求充電功率在1萬千瓦及以上、持續充電時間4小時以上。

電儲能用戶在調峰輔助服務平臺開展集中交易需向調峰平臺提交包含交易時段、15分鐘用電電力曲線、交易價格等內容的交易意向，市場初期電儲能用戶申報價格的上限、下限分別為0.2元/千瓦時、0.1元/千瓦時。

《新疆電力輔助服務市場運營規則(試行)》 2017年9月25日印發

電力輔助服務市場的市場主體為新疆省級及以上電力調度機構直接調管的，參與新疆區域內電力電量平衡的經市場準入的電儲能和可中斷負荷電力用戶或獨立輔助服務提供商等。

鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、獨立輔助服務提供商等投資建設電儲能設施，要求充電功率在1萬千瓦及以上，持續充電時間4小時以上。

《福建省電力輔助服務(調峰)交易規則(試行)》 2017年7月26日印發

參與福建電力輔助服務交易的市場成員包括凡在福建電力交易中心注冊的市場成員均應按要求參加福建電力輔助服務市場交易，包括并網發電企業、擁有自備電廠的企業、售電企業、參與市場交易的用戶、儲能等輔助服務提供商。

鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、電儲能企業等投資建設電儲能設施，鼓勵集中式間隙性能源發電基地配置適當規模的電儲能設施，實現電儲能設施與新能源、電網的協調優化運行;鼓勵在小區、樓宇、工商企業等用戶側建設分布式電儲能設施。

《山東電力輔助服務市場運營規則 (試行)》 2017年5月31日

本規則適用于山東省級電力調度機構直接調度的并網發電機組 (暫 不包括自各電廠 )和送入山東電網的跨省區聯絡線參加的輔助服務交易行為。


2017年5月，國家公布了28個新能源微電網示范項目，其中包括24個并網型微電網與4個獨立型微電網，同年7月，《推進并網型微電網建設試行辦法》印發，鼓勵各類企業、專業化能源服務公司投資建設、經營微電網項目;鼓勵地方政府和社會資本合作(PPP)，以特許經營等方式開展微電網項目的建設和運營。為了規范微電網技術的發展，保證微電網接入電網的安全性，《微電網接入配電網測試規范》、《微電網接入電力系統技術規定》等多項國家標準實施，這在一定程度上顯示了我國對微電網的重視程度。

我國的電網架構存在一定的薄弱環節，而微電網的作用正好能彌補這一缺點，促進了我國對微電網的研究步伐。微電網能夠削峰填谷，從而提高新能源的利用效率，近年來，國家大力發展新能源，減少棄風棄光率，微電網技術的發展起到關鍵作用，但是國內微電網的起步較晚，不如國外發展好，還面臨這很多挑戰，相信伴隨著國家政策的出臺，微電網會走上高速發展的道路。

政策摘要如下：

《關于新能源微電網示范項目名單的通知》 2017年5月5日印發

通知中共包含28個新能源微電網示范項目，具體分為24個并網型微電網項目、4個獨立型微電網項目，這批項目帶來的新增光伏裝機為899MW，新增的電儲能裝機超過150MW。

從地域上看，山東有5個項目入選，分別位于青島中德生態園、青島臨港工業園區、濟南積成工業園、濟南經開區、泰安;其次為浙江(4個：嘉興、溫州、舟山、瑞安)和河北(3個：張北、崇禮奧運專區、崇禮中心城區);北京(延慶、海淀)、安徽(合肥、天長)、甘肅(玉門、酒泉肅州)、廣東(廣州、珠海)各獲得兩個;其余一個的有： 山西(太原)、吉林(白城)、陜西(寶雞)、貴州(畢節)、 上海(臨港)、福建(福鼎)、寧夏(吳忠)和江蘇(蘇州)。

《推進并網型微電網建設試行辦法》 2017年7月17日印發，有效期3年

辦法中稱，微電網內部具有保障負荷用電與電氣設備獨立運行的控制系統，具備電力供需自我平衡運行和黑啟動能力，獨立運行時能保障重要負荷連續供電(不低于 2小時)。微電網與外部電網的年交換電量一般不超過年用電量的 50%。

同時要求，微電網源-網-荷一體化運營，具有統一的運營主體。微電網項目在規劃建設中應依法實行開放、公平的市場競爭機制，鼓勵各類企業、專業化能源服務公司投資建設、經營微電網項目;鼓勵地方政府和社會資本合作(PPP)，以特許經營等方式開展微電網項目的建設和運營。電網企業可參與新建及改(擴)建微電網，投資運營獨立核算，不得納入準許成本。

國家標準《微電網接入配電網測試規范》 2018年2月開始實施

國家標準號是GB/T 34129，本標準規定了微電網并網測試的測試條件、測試項目和測試方法。

本標準適用于通過35KV及以下電壓等級接入配電網的新建、擴建及改造并網型微電網的并網測試。

國家標準《微電網接入配電網運行控制規范》 2018年5月1日起實施

國家標準號GB/T 34930，本標準規定了微電網接入配電網運行控制應遵循的規范和要求，包括微電網的運行方式與控制策略、聯絡線交換功率控制、并/離網轉換控制、繼電保護與安全自動裝置、電網異常響應、電能質量、通信與自動化、防雷與接地。

本標準適用于接入35KV及以下電壓等級配電網的微電網系統。

國家標準《微電網接入電力系統技術規定》 2017年12月1日實施

國家標準號GB/T 33589,本標準規定了微電網接入電力系統運行應遵循的一般原則和技術要求。

本標準適用于通過35KV及以下電壓等級接入電網的新建、改建和擴建并網型微電網。