eo记者 陈仪方
中国储能行业正处在一个政策出台密集期。
2021年9月底，《新型储能项目管理规范（暂行）》《电化学储能电站并网调度协议（示范文本）（征求意见稿）》先后发布。
在此之前，涉及储能整体发展规划、项目管理、价格机制等多个文件都在2021年出台。据eo了解，还有若干与储能直接相关的政策文件目前正在制定之中。
以锂电池为主要技术路线的新型储能发展规模正在不断扩大。工信部披露的数据显示，2021年上半年，全国储能锂离子电池产量达到15GWh，同比增长260%。
“双碳”目标下，储能成为以新能源为主体的新型电力系统中的关键技术，如何更好地发展和利用储能技术成为政策热点。2021年4月和8月，北京分别发生了一起电池储能和飞轮储能事故，储能安全问题引发广泛关注。在利好消息和负面新闻夹杂中，对储能行业的管理正在从过去的以省为单位的分散实践，走向国家层面统一部署。
有业内人士发表感受：在政策制定上，储能受到了前所未有的关注。
杜绝化学储能电站无序建设
《新型储能项目管理规范（暂行）》由国家能源局在6月面向社会公开征求意见，9月正式印发，明确了各级能源主管部门以及电网企业在规划、项目备案、并网和监测监督方面的职责。
由于新型储能应用场景广泛，产业链环节众多，除了能源主管部门，未来多个政府部门都将对其行使管理职责。
2021年8月24日，国家发改委和国家能源局共同发布《电化学储能电站安全管理暂行办法（征求意见稿）》（以下简称“征求意见稿”），就电化学储能电站的安全管理事宜面向社会征求意见。根据征求意见稿，发展改革、国土空间规划管理、工业行业管理、市场监督管理、住房和城乡建设、电力以及应急管理部门等多个政府部门未来都将介入电化学储能电站的安全管理。具体分工可见表1。
表1 《电化学储能电站安全管理暂行办法（征求意见稿）》中的部门职责
此次征求意见稿内容涉及储能项目准入、产品、设计、施工验收、并网调度、运维、退役和事故处置等多个环节，基本覆盖了储能电站的整个生命周期。
征求意见稿提出，未来要提高企业行业准入门槛，提高储能产品安全要求，提高安全设防等级。
征求意见稿明确，建设单位（即业主单位）负有安全方面的主体职责，在备案、设计、施工、运维、拆除等各环节，建设单位均要符合安全要求。例如，在项目前期，建设单位应当保障安全投入，确保安全设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行和使用；在运维阶段，应制定应急处置预案，配备专业应急处置人员和满足电站事故处置需求的应急救援装备，定期组织开展初期火灾扑救及应急处置演练。
消防救援队伍将负责编制储能电站火灾扑救要点，组织专项训练和实地演练，提升事故应急救援能力。
此外，征求意见稿还特别提出，建设单位在项目设计时应综合研判储能系统和储能场所安全风险，禁止在人员密集场所、高层建筑内、地下建筑、易燃易爆场所部署储能电站。目前，一些用户侧储能项目建在商业楼宇之中，未来这类项目准入难度可能加大。
4月16日，北京一个储能电站发生起火和爆炸，这个电站就建在一个大型家居商场旁边，火灾致使商户和顾客紧急撤离，商场停业。最终，事故导致2名消防员牺牲，1名消防员受伤，另有1名电站员工失联。
这一事件发生后，应急管理部门开始高度关注储能安全问题。6月14日，国务院安委办、应急管理部召开全国安全防范工作视频会议。会议要求，对燃气铺设管理混乱、异地搬迁入住高楼消防隐患、化学储能电站建设无序、农用车违规载人等严重冲击人民群众安全底线的问题，抓紧采取治理措施。
祸不单行，8月18日，北京泓慧国际能源发展有限公司在进行飞轮科技实验过程中，实验设备意外脱落击中该公司员工，事故造成3死4伤。
飞轮储能技术利用电机带动飞轮高速旋转实现电能与高速旋转的动能之间的相互转换与储存，属于物理储能范畴，在调频、电能质量管理等领域性能突出。一般认为，飞轮储能非常安全，不像电池储能容易起火爆炸。但安全的前提是技术和产品成熟。相关文献显示，要实现飞轮储能技术的突破，必须解决高速飞轮的材料强度及加工工艺、高速电机设计技术、大功率电力电子技术、真空密封技术、电磁轴承等核心技术，这些与核工业领域的离心机技术有很大相似之处，技术含量极高。
近年来，储能事故在全球多个国家都曾发生，但较少有死亡记录。因此，有业内人士认为，如果以死亡人数为标准，北京出现的两起事故可以称得上目前全世界最严重的两起事故。
中国在过去几年发生过的若干起事故均没有公开的事故调查结论。北京4月的火灾之后，不少业内人士希望最终能够公开事故调查结果、厘清事故各方责任，通过信息公开减少外界对储能不信任的情绪。
创造储能发展条件
2021年之前，对储能的支持政策主要以省为单位开展，大多体现在可再生能源并网，储能参与辅助服务市场等方面，部分省市给出了补贴政策。碳中和目标下，储能的重要性大幅提升。2021年，部委层面政策频出，这些支持政策已覆盖电力系统发输配用各环节。
表2 2021年部委层面出台的储能相关政策梳理
针对电网侧储能，国家发改委5月发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，这份文件最重要的内容是建立容量电价纳入输配电价回收的机制。这一机制解决了困扰储能蓄能电站已久的价格机制问题。在此政策出台之前，抽水蓄能两轮输配电价定价均把抽水蓄能排除在外。由于缺乏成本疏导渠道，抽水蓄能规模增长较为缓慢，远低于规划目标。
抽水蓄能以外的新型储能也有通过输配电价疏导的可能性。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》已提出，研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。
在用户侧，国家发改委7月发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》。这一通知要求各地拉大峰谷电价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4∶1；其他地方原则上不低于3∶1。各地还应建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。
峰谷电价差套利是用户侧储能最重要的商业模式，目前仅在全国峰谷电价差最大的几个省市（如江苏、北京）具有经济性。如果后续各省按此通知拉大峰谷电价差，用户侧储能有可能在更多地区具备经济性。
在发电侧，《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（以下简称《通知》）在8月出台。《通知》要求可再生能源发电企业承担更多的并网消纳责任，如果自建或购买调峰储能能力，可再生能源发电企业将能够在保障性并网范围外进一步增加并网规模。这里的调峰储能能力包括抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站和开展灵活性改造的火电。其中，对储能的配比要求是发电装机容量的15%且持续工作4小时以上，鼓励达到20%以上。
《通知》发布之前，全国已经有多个省份要求可再生能源企业配建储能，配建后可以优先并网。由于这一做法增加了企业的建设成本，降低了投资回报率，此前曾有过反对声音。但此次《通知》发出了明确的信号：每年新增的并网消纳规模中，电网企业应承担主要责任，电源企业适当承担可再生能源并网消纳责任。随着新能源发电技术进步、效率提高，以及系统调峰成本的下降，电网企业承担的消纳规模和比例将有序调减。
内蒙古自治区很快跟进了这一政策。8月23日发布的《内蒙古自治区关于加快推动新型储能发展的实施意见（征求意见稿）》要求，新建保障性并网新能源项目，配建储能规模不低于15%、储能时长2小时以上；新建市场化并网新能源项目，配建储能规模不低于15%、4小时。
以一个100MW的光伏电站为例，如果按照1.5元/Wh计算储能系统成本，则保障性项目配建储能需要投资4500万元以上，市场化并网项目配建储能需要9000万元以上。有从业者表示，单纯通过消纳弃风弃光无法收回这部分投资，如果未来储能成本进一步下降，且能够叠加辅助服务等多种收益，储能的经济性将会有所上升。
尽管储能目前仍然成本偏高，处在商业化初期，但在持续出台的利好政策面前，地方政府和企业对于储能的前景已表现得十分乐观。
根据《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，到2025年，抽水蓄能以外的新型储能装机规模的目标是3000万千瓦以上。青海省近期提出到2025年建成并网新型储能规模达到600万千瓦以上，内蒙古的目标是500万千瓦，山东的目标是450万千瓦，三省目标就占到全国目标的一半。
企业层面，对大容量储能项目的建设计划也在出现。华能集团、江苏林洋亿纬储能科公司均在近期发布了规模为500MW/1000MWh的储能电站可研招标公告，山西朔州国企华朔新能源技术有限公司发布了400MW/800MWh独立储能项目EPC总承包工程项目招标公告。
有业内人士认为，储能的建设周期非常短，如果价格机制能最终理顺、有可行的商业模式，预计行业将迎来快速增长。
