促进储能产业发展，两大电网有哪些规划？
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近日，两大电网下发相关文件，对未来储能发展做了进一步规划。 1月30日，南方电网公司发布了《关于促进电化学储能发展的指导意见》（征求意见稿），文件要求将储能作为推动发展、解决问题的重要手段，密切跟踪储能技术发展，积极推动储能多方应用，发挥储能的调峰、调频、备用、黑启动等方面的综合效益，经济、高效解决电力发展不平衡不充分问题，助力公司向智能电网运营商、能源产业价值链整合商、能源生态系统服务商转型发展。 2月18日，国家电网公司办公厅印发《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》，文件要求要配合政府促进储能健康有序发展，高度重视储能应用安全防范、统筹规划、系统接入、调控运行、设备维护、标准建设、成本疏导等问题，推动技术、商业模式和市场机制创新，引导储能应用与能源转型、电网发展相适应。
储能应用推广 两大电网对电化学储能发展在各方面的应用提出了推广建设意见。 电网侧：将储能纳入电网规划 在电网侧储能方面均有提到将储能纳入电网规划，其中国网意见中表示将根据储能技术发展和规模增长趋势，动态调整抽水蓄能发展规划。而南网的文件中也指出要优先利用抽水蓄能电站、变电站改造腾出的土地资源，开展大型储能电站示范项目建设。 电源侧与用户侧：参与市场化服务 在电源侧及用户侧方面，两网的文件均指出了储能系统可参与市场化服务，此前部分地区已经陆续发布了针对储能参与辅助服务、需求侧响应等电力市场交易获得补偿的政策。 针对储能在电源侧的应用，两网观点一致，都将支持火电配置储能参与调频辅助服务、新能源配置储能平滑出力等，而国家电网覆盖区域、尤其在西北区域拥有大量可再生能源，此次更是在文件中直接提出“将储能作为改善新能源并网特性、平滑新能源出力的必要技术措施，在电源侧按照一定比例进行配置”。 另外两份文件也都表示在用户侧方面支持储能设施投建，以优化用电负荷、降低用电支出。国网还户侧储能参与电网需求侧响应等，优先在电网调节有困难、改造升级成本较高的地区投资建设，相对于南网则将研究储能以独立或“虚拟电厂”等形式参与电力市场交易。 其他应用：南网有更细致规划 除以上应用范围之外，南方电网方面针对其区域特点对储能的应用做出更为细致的规划。比如文件提到针对关键节点分散布置储能项目提高电网防灾抗灾能力，利用储能更好解决海岛和偏远地区供电问题，提高电网薄弱地区供电质量，将移动式储能作为更加经济、环保的应急发电手段推广应用。此外南网文件还提到将储能作为配电网建设的重要组成部分，以充电站同步配套储能电站示范应用应对分布式能源、电动汽车等多元负荷发展，发挥储能对电网的投资替代效益，提高电网整体利用效率。 储能投资管理 两大电网对储能项目的投资建设与管理任务也做出了规定。 两网在文件中均提出了要推动政府部门将电网公司投资的（国网：省级电力公司；南网：保障系统安全、具备投资替代效益、应急供电保障）电网侧储能项目视为电网有效资产，其投资通过输配电价准许收入予以疏导。 对于储能投资建设安排，国家电网明确在国家尚未出台新的鼓励政策的情况下，各省级电力公司不参与电源侧和客户侧储能投资建设，可以根据需要，以技术创新和解决工程应用难题为目标，开展电网侧储能试点示范应用。国家电网公司系统其他单位根据企业功能定位与业务分类，按照市场化原则试点储能投资建设业务，提供专业化服务，研发核心技术，储备人才队伍。 南方电网则明确要研究推动大型储能电站发展。统筹广东大规模海上风电开发建设、系统安全稳定运行等需求，优先利用抽水蓄能电站、变电站改造腾出的土地资源，开展大型储能电站示范项目建设，接受系统统一调度，通过优化系统运行特性、提升系统调节能力获取收益。兆瓦级及以上电网侧储能项目原则上以调峰调频公司为主开展，各省(级)电网公司积极参与；中低压配网及用户侧储能由各省(级)电网公司负责。调峰调频公司负责着重开展大容量储能电站集成、运维、运营等科研创新工作，广东储能技术研究实验平台负责着重开展储能本体、分布式储能应用于运营等科研创新工作。 以下是两大电网促进储能发展的具体细则： 国家电网 具体意见： 一、积极支持服务储能发展。 支持电源侧储能发展。支持新能源发电配置储能平滑出力，提高新能源发电并网调节能力和电网设备利用效率。支持常规火电配置储能提升调节性能和运行灵活性，促进电网安全高效运行。 服务客户侧储能发展。配合政府加强客户侧储能统筹管理，支持服务客户侧储能积极参与电网需求侧响应、电量平衡和负荷特性改善。优先在电网调节有困难、改造升级成本较高的地区投资建设，发挥降低电网峰谷差、缓解局部电网供需紧张等作用。 二、加强储能和电网统筹规划。 国家电网公司应统筹电网、抽水蓄能和储能发展，制定电网侧储能规划，合理确定发展规模、设施布局、接入范围和建设时序，将储能纳入电网规划并滚动调整，引导储能合理布局、有序发展。 在工程可研设计、建设改造等环节，将电网侧储能视为电网的重要电气元件和一种技术方案选择，进行综合比选论证。 三、规范接入系统和调控管理。 电源侧储能和独立的纯调峰调频储能的接入，参照常规电源接入管理办法执行。客户侧储能的接入，参照分布式电源管理办法执行。 依据《电化学储能系统接入电网技术规定》等技术标准，做好储能设备入网检测和现场调试验收等工作，完善并网调度协议和调度规程，将并网储能纳入电网调度统一管理。 四、严守储能安全红线。 明确安全责任主体，细分安全责任界面，建立健全储能安全管理制度体系，建立储能安全风险评估和防控机制，加快建设储能检测认证服务平台，全面提升储能安全防护水平。 五、有序开展储能投资建设业务。 在国家尚未出台新的鼓励政策的情况下，各省级电力公司不参与电源侧和客户侧储能投资建设，可以根据需要，以技术创新和解决工程应用难题为目标，开展电网侧储能试点示范应用。 国家电网公司系统其他单位根据企业功能定位与业务分类，按照市场化原则试点储能投资建设业务，提供专业化服务，研发核心技术，储备人才队伍。 六、加强储能投资评估和管理。 |
