2021年储能产业支持政策，相关政策汇总

2021年储能产业支持政策

2021年9月30日《电网公平开放监管办法》国能发监管规〔2021〕49号，并网调度实质落地。

明确各种储能电站接入电网、参与调度，其中：电源侧储能是指装设并接入在常规电厂、风电场、光伏电站等电源厂站内部的储能设施。电源侧储能接入电网参照常规电源接入电网。电网侧储能是指在专用站址建设，直接接入公用电网的储能设施。电网侧储能接入电网参照常规电源接入电网。用户侧储能是指在用户内部场地或邻近建设的储能设施。用户侧储能接入电网参照分布式发电接入电网。

2021年9月30日《电化学储能电站并网调度协议(示范文本)( 征求意见稿)》，并网调度实质落地。

进一步明确了可以并网的电化学储能电站的范围。(1)向公用电网充/放电的电化学储能电站(系统)项目。(2)其他形式的充/放电设施(系统)，如压缩空气、飞轮储能、电动汽车充/换电站、智慧能源系统、微型电网等。

2021年9月28日《新型储能项目管理规范(暂行)》国能发科技规〔2021〕47号，进一步规范管理。

对新型储能项目管理坚持安全第一、规范管理、积极稳妥原则，包括规划布局、备案要求、项目建设、并网接入、调度运行、检测监督等环节管理进行了规范。要求：电网公平无歧视为新型储能项目提供电网接入服务;新型储能应具备一次二次系统，能够实施监控运行工况，接受调度指令。

2021年8月24日《电化学储能电站安全管理暂行办法(征求意见稿)》，确保项目安全运行。

明确安全责任主体，建立各环节安全管理机制。安全管理包括项目准入、生产与质量控制、设计咨询、施工及验收、并网及调度、运行维护、退役管理、应急管理与事故处置等环节。

2021年7月29日关于进一步完善分时电价机制的通知发改价格〔2021〕1093号，确保项目收益。

完善峰谷电价机制、建立尖峰电价机制、健全季节性电价机制。峰谷电价价差，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。尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。热电联产机组和可再生能源装机占比大、电力系统阶段性供大于求矛盾突出的地方，可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。

2021年7月23日关于加快推动新型储能发展的指导意见发改能源规〔2021〕1051号，中期规划。

到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦以上。新型储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。

2021年3月1日关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见-发改能源规(2021) 280号，明确业务模式。

源网荷储一体化实施路径：主要包括区域(省)级、市(县)级、园区(居民区)级“源网荷储一体化”等具体模式多能互补实施路径：积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水(储)一体化”，探索增量“风光储一体化”，严控增量“风光火(储)一体化”。