电化学储能（以下简称“储能”）具有快速响应、双向调节、小型分散等特点，建设周期短，环境适应性好，将对电网带来革命性的影响，有利于提高电力系统的安全性、经济性、灵活性。近年来，储能核心技术不断突破，建设成本逐步降低，应用需求不断拓宽，投资主体日渐多元，呈现提速发展趋势，正加速由示范应用向商业化初期发展过渡。为贯彻落实国家五部委联合印发的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，更好促进储能在南方电网的发展，特提出以下意见。
一、总体要求
（一）指导思想
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，坚持新发展理念，落实高质量发展要求，深入推进供给侧结构性改革，把握储能发展的重大机遇，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。
（二）基本原则
统筹规划、协调发展。储能应用是一项系统性工程，将储能作为电力系统的重要组成部分，加强电网规划与储能发展的统筹，优化项目布局，促进社会资源的合理利用。
需求驱动、效益为先。扎实开展储能建设的必要性、可行性、经济性论证，发挥储能应用综合效益，更加经济高效地保障电力的安全可靠供应。
创新引领、示范支撑。大力支持新技术研究应用，发挥示范工程先行先试作用，大胆创新，加强共性关键问题研究，为储能发展提供可借鉴、可复制的模式。
市场主导、合作共赢。打造开放包容的市场环境，支持社会资本进入储能领域，共同推动储能技术、机制及商业模式创新，更好发挥市场在资源配置中的决定性作用。
（三）发展策略
立足自主，积极促进储能发展。深化储能影响研究，完善储能标准体系，支持电源侧储能应用、加强电网侧储能布局、引导用户侧储能发展。掌握储能系统集成与智能控制核心技术，推动商业模式完善，提升储能系统集成及服务提供能力。
二、重点任务
（一）深化储能影响研究
加强储能对电网发展影响研究。研究储能参与电力市场的机制，丰富市场交易品种，引导储能科学发展。研究电网侧储能纳入电网企业准许收入的可行模式，优化电网整体投资效益。认真研究用户峰谷电价机制下应用储能的盈利空间和商业模式，积极谋划推动公司产业布局。
加强储能系统关键技术研发。密切跟踪储能技术动态发展趋势，加强低成本、高安全性储能系统方案设计、设备集成、试验检测、运营运维、梯次利用等关键技术的研发布局，形成一批具有国际先进水平的科技成果和核心知识产权，切实提高储能能量转化效率、运行可靠性，增强公司全产业链拓展能力。
扎实开展储能对环境影响研究。推动研究完善储能环保标准体系，明确项目建设环境影响评价具体要求，防范化解环保风险。着力加强储能电站消防检测、预警及防护等关键技术研究，形成系统性解决方案。
（二）推动储能技术应用
积极利用储能提升电网防灾抗灾能力。统筹沿海城市保底电网户内站点、电缆线路建设改造，在关键节点分散布置容量适中的储能项目作为保底电源，补短板、强基础，打造局部坚强电网。正常运行参与系统调节提升运行灵活性，严重台风等自然灾害下保障重要负荷电力的安全可靠供应。
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。
因地制宜推进配网侧储能应用。结合用电负荷特性、电网建设调节，将储能作为配电网建设的重要组成部分，支持充电站同步配套储能电站示范应用，积极主动应对分布式能源、电动汽车等多元负荷发展，合理平衡局部地区、局部时段峰值负荷，发挥储能对电网的投资替代效益，提高电网整体利用效率。
灵活推动移动式储能应用。发挥兆瓦级储能灵活接入的优势，作为更加经济、环保的应急发电手段，提升重要活动供电保障能力，尽量解决局部地区配网季节性、时段性重过载问题，提高供电可靠性和客户服务满意度。
强化储能对微网发展的重要支撑。推动提升储能技术装备和应用水平，满足微网在孤岛运行方式下的负荷跟踪、调频调压等要求，支撑微网稳定运行，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，提升高可靠性区域的优质电力服务。
积极支持电源侧储能应用。支持储能系统与火电机组联合参与辅助服务，优化调频特性，提高机组利用效率，促进节能减排。鼓励新能源配套储能示范，平仰出力间歇性、波动性，并联合参与电网运行优化、接受电网运行调度，促进高比例可再生能源发展条件下的源网友好互动水平，提升电力系统整体运行质量。
科学引导用户侧储能发展。积极利用新一代人工智能等先进技术，掌握用户多层次、多样化用能需求，并通过储能优化用电负荷曲线、降低用户用电支出，实现经济高效地用电管理。研究用户侧储能以独立或“虚拟电厂”等形式参与电力市场交易的具体要求，促进资源聚合和协调优化。
（三）规范储能并网管理
并网技术标准体系。深入研究储能在系统中的运行模式和运行特性，制定储能并网相关技术标准，进一步明确功率控制、二次系统、信息交互、安全防护等方面基本要求，形成全网统一的规范，加强并网监测、监测管理，确保系统安全，提高储能运行支撑能力。
网调度管理水平。充分考虑分布式电源、储能及多元负荷等设备规模应用对配电网运行影响，用互联网思维和理念加强综合管控、实现有效管理，不断完善配电网调度及操作规程，提升配电网运行水平。
运行信息化支撑能力。落实网络安全防护有关要求，确保储能信息采集和信息安全。面向用户、电网、政府、社会等各方主体，打造开放共享的储能服务云平台，提升储能信息化管控水平和数字化服务能力，实现储能系统标准接入、高效管理，为各类储能系统提供运营管理服务，推动储能更好发挥作用。
（四）引领储能产业发展
能投资回报机制。推动政府主管部门将保障系统安全、具备投资替代效益、应急供电保障的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。完善电力市场机制，支持各类主体按照市场规则投资、建设、运营储能系统，引导储能通过电能量现货市场、辅助服务市场、需求侧响应市场获取回报。
拓展公司业务发展作用。把握新兴业务向能源市场不断延伸的重要机遇，打造储能产业化发展的核心竞争力。
逐步建立从用户侧到电网侧的储能产品体系。不断加强储能系统集成、工程建设、运维管理、设备监测、平台运营能力。支持竞争性子公司开展储能租赁、运维服务业务。
三、保障措施
（一）加强组织领导
为智能电网发展的重大课题，纳入公司智能电网规划建设领导小组统一指导，定期研究，持续推进。公司总部形成责任清晰的工作机制统筹协调解决重大问题，各分子公司优化资源配置、明确业务范围，形成适度竞争、协同发展、优势互补、合作共赢的发展局面，共同推进储能发展。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。
（二）强化专业指导
各部门主动加强对分子公司的专业指导。计划部负责明确公司储能发展策略。财务部负责指导推动将部分电网侧储能项目纳入输配电价准许收入予以疏导。生技部负责研究明确储能运维管理模式。系统部负责研究规范储能设备并网和调度运行。产业部负责研究明确储能产业化发展方向和具体措施。
（三）夯实基础支撑
能团队为基础，加强储能研发力量配置，内联外引，统筹配置资源，强化技术研究与业务发展、工程应用结合，支撑储能应用发展。发挥深圳宝清站、广东储能技术研究实验平台等科研新平台骨干作用，着力打造公司储能技术研究实验室，力争建成国家级重点实验室，促进实验室开放共享。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。
（四）促进合作共赢
合作的态度，联合国内外电池制造企业、高等科研院所、产业技术联盟开展联合攻关，加强储能发展技术创新、管理创新、机制创新，探索多方共赢的储能商业化应用模式，共同推动储能的规模化应用发展。
相关阅读：
国家电网关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见（国家电网办〔2019〕176号）20190218
储能信息汇总
要求配置储能的省份及文件
【12个】
山东省关于印发《关于开展储能示范应用的实施意见》的通知（鲁发改能源〔2021〕254号）20210408
新增集中式风电、光伏发电项目，原则上按照不低于10%比例配建或租赁储能设施，连续充电时间不低于2小时。
山东省关于印发2021年全省能源工作指导意见的通知（鲁能源办〔2021〕1号）20210207
建立独立储能共享和储能优先参与调峰调度机制，新能源场站原则上配置不低于10%储能设施。
山东省能源局关于公开征求《关于开展储能示范应用的实施意见（征求意见稿）》意见的公告20210329
新增集中式风电、光伏发电项目，原则上按照不低于10%比例配建或租赁储能设施，连续充电时间不低于2小时。
风电、光伏发电项目按比例要求配建或租赁储能示范项目的，优先并网、优先消纳。
国网山东关于2020年拟申报竞价光伏项目意见的函20200605
根据申报项目承诺，储能配置规模按项目装机规模20%考虑，储能时间2小时，可以与项目本体同步分期建设。
甘肃发改委关于加快推进全省新能源存量项目建设工作的通知（甘发改能源〔2021〕137号）20210325
鼓励在建存量600万风光电项目按河西5市（酒泉、嘉峪关、张掖、金昌、武威）配置10%-20%、
其他地区按照5%-10%配置配套储能设施，
储能设施连续储能时长均不小于2小时。
对配置储能设施的项目业主，我委将在后续新增项目竞争性配置方面给予支持。
新疆
【光伏5万千瓦＋储能≥2小时】喀什地区叶城县2021年光伏发电和储能设施项目竞争性配置工作招标公告 20210319
【光伏5万千瓦＋储能≥2小时】喀什地区塔什库尔干2021年光伏发电和储能设施项目竞争性配置工作招标公告20210319
【光伏25万千瓦＋储能≥2小时】喀什地区巴楚县2021年光伏发电和储能设施项目竞争性配置工作招标公告 20210319
【光伏20万千瓦+储能≥2小时】关于喀什地区莎车县2021年光伏发电和储能设施项目开展竞争性配置工作公告20210319
配套储能设施充电小时数不低于2小时
申请参与全省2021年新增光伏竞争优选的项目，可自愿选择光储一体化的建设模式，配置储能标准不低于光伏电站装机规模的10%容量/1小时，储能电站原则上不晚于光伏电站同步建设。
每个申报项目规模不得超过10万千瓦，且同步配套建设备案规模10%的储能装置。
贵州省风电光伏发电项目管理暂行办法（征求意见稿）20210305
第六条 为满足电网安全稳定运行及调峰需要，已投产的风电、光伏发电项目应在投产一年内配套储能；新建的风电、光伏发电项目应按照“同步规划、同步设计、同步建设、同步投产”的原则配套储能；储能建设规模不应低于电网测算建议配置的规模；对自建储能困难的企业可购买同等容量的储能服务。
贵州省能源局关于下达贵州省2021年第一批光伏发电项目开展前期工作计划的通知20210303
贵州能源局关于下达贵州省2021年第一批风电项目开展前期工作计划的通知20210303
请各项目单位据此开展项目有关前期工作，落实建设条件，在配置一定比例储能、经济可行情况下加快项目建设，储能设施具体配置比例根据电网调度需要、项目年可利用小时数和建设时序而定。
贵州省能源局关于上报2021年光伏发电项目计划的通知 20201119
在送出消纳受限区域，计划项目需配备10%的储能设施。
青海省关于印发支持储能产业发展若干措施(试行)的通知（青发改能源〔2021〕26号）20210118
实行“新能源+储能”一体化开发模式。新建新能源项目，储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%，储能时长2小时以上。对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。
实行“水电+新能源+储能”协同发展模式。新建、新投运水电站同步配置新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储能容量配比达到1 : 2 : 0.2，实现就地平衡。
新能源项目储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上。原则上新增项目储能设施与新能源项目同步投运，存量项目在2021年底前完成储能设施投运。
湖北省能源局关于开展2020年平价风电和平价光伏发电项目竞争配置工作的通知（鄂能源新能〔2020〕32号 ）20200608
风储项目配备的储能容量不低于风电项目配置容量的10%，且必须与风电项目同步建成投产，以满足储能要求。
对接入同一变电站的风储与光伏发电项目，优先配置风储项目。
国网山西关于2020年拟新建光伏发电项目的消纳意见20200602
建议：新增光伏发电项目考虑具有一定用电负荷的全产业链项目，配备15～20%的储能，落实消纳协议，鼓励集约化开发建设，最大限度发挥电网资源。
“十四五”新能源消纳能力已达到极限，建议以后新纳入政府开发方案的风电、光伏项目配置足够的储能设施提高调峰能力。
