协会如何运用“削峰填谷”调节峰谷平电价的方式为企业降低生产成本提供服务（大纲）

 

一、 引言

二、储能的介绍

三、峰平谷电价的相关解释

四、 储能的相关政策

1、《可再生能源发展“十三五”规划》全文

2、《能源技术创新“十三五”规划》的通知

3、关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见

4、能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）

5、关于在能源领域积极推广政府和社会资本合作模式的通知

6、关于推进电能替代的指导意见

7、国家发展改革委 国家能源局关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见

8、国家发展改革委 国家能源局关于印发《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》的通知

9、国家能源局综合司关于征求《关于促进储能技术与产业发展的指导意见（征求意见稿）》意见的函

五、 储能项目开发所应具备的条件及相关注意事项

六、 储能相关案例

1、万科商业集团首个光伏+储能绿色节能示范项目启动

2、南都电源：签署总投资1.25亿元电力储能电站合作协议

3、中国首批商用并网储能示范项目落成投运

4、南都电源—蓝景丽家商业综合储能项目投运

5、庄河市计划投资102.1亿元建设储能电站等能源工程

6、“10MW级锂电池储能系统关键技术及工程示范”项目启动

7、艾科储能电站投运 南都电源“投资+运营”商用模式加速落地

七、储能相关资讯

1、储能行业市场分析项目可行性研究报告

2、产业前景大好 盘点2017我国储能新格局

3、储能在多能互补集成优化中的应用

4、储能是节能：发展储能一定是因为有浪费

5、指望不上政府补贴的储能行业怎么办？

6、“光伏+储能”为什么成为最具潜力组合？

7、储能：蓄势待发 能源革命

8、2016年储能产业盘点 用户侧储能持续走热

9、借力国家政策 推动储能产业发展

10、储能市场需要投资而非投机

11、储能商业利用渐入佳境 2017产业将迎资本暖春

12、储能应用助推能源互联网落地

13、万向在浙江萧山建10平方公里智能城市：探索分布式储能技术

14、同是光伏发电 储能和并网到底哪个收益更高

15、一文读懂国内电化学储能商业化现状

八、 储能的发展现状及前景

1、储能的发展现状

2、储能的前景

 

 

一、引言

　　储能有需求，政策需引导。目前我国已经出台了多项文件大力支持储能行业发展，但是限于我国目前缺乏电力交易市场，在现有的电力体制下，大部分地区居民及工商业的峰谷价差较小，无法满足项目成本回收和内部收益率的要求，储能应用项目大多数仍然是示范项目，除了抽水蓄能以外，国家没有对其余储能政策进行直接补贴的政策。同时由于储能技术的多样化，制定不同技术的标准也迫在眉睫。因此，我国的储能产业还处于发展的初级阶段，行业的发展需要更多落实到操作层面的政策和相关技术标准。目前部分储能技术较为成熟，同时下游用户侧有储能的需求，整个产业具有内生性的动力，政策和标准的明确有助于内在需求的释放。

　　刚需推动，成本优先。在现有的政策及技术条件下，我们认为低成本技术将会占据先发优势，而刚需应用场景为各储能技术大幅降低成本带来契机。在技术端，国内在抽水蓄能、铅炭电池及锂电池这三方面技术积累最多，应用时间最长，使用规模最大，因此是应用首选。而在应用场景端，由于政策标准及补贴的缺失，目前要大规模使用储能，一是技术本身比较成熟，成本较低，二是应用场景有刚需，同时本身有补贴可以覆盖这部分成本。

　　新能源发电、削峰填谷及新能源汽车拥抱储能。从技术和场景结合的角度来看，我们认为新能源发电侧及新能源汽车是刚需应用，在行业发展中将最先爆发；其次，工商业用户的削峰填谷可以为用户节约电费，降低峰值容量，在用储能进行削峰填谷后用户可以节约电量电价和容量电价两部分，效果显著。此外，新能源汽车（主要是锂电池动力汽车）的发展则开辟了移动式储能的应用场景，由于我国大多数经济发达的城市对汽车采取摇号政策，而新能源由于有独立的摇号体系因此对急于用车的人来说解决了燃眉之急，同时目前新能源汽车的续航能力足以满足个人非长途旅行的驾驶需求，因此有较大的发展潜力。对于汽车拥有者来说，可以在不影响出行的情况下通过V2G将汽车作为移动式的储能单元与电网互动，从而达到坐不出户也能赚钱的目的。此外，由于我国对工商业用户采用两部制电价，其中基本电价只与当月的最大需用量有关，同时工业企业的电度电价在企业成本中占据了较高的比例，因此企业对于降低电价费用有着强烈的诉求。

　　技术适配应用场景是关键。储能的技术即使大致分类也多达十数种，不同的技术特征不同。

　　我们认为没有无用的技术，只有用错场景的技术。不同的储能技术适配不同的应用场景，如超导飞轮储能更适宜与制氢、储氢搭配，而储热更适合用于光热发电等。每种技术的价值只有在最适配的应用场景中才能达到最大化。以南都电源的铅炭电池为例，由于铅炭的特性使得其更适合能量型应用，同时成熟的技术让铅炭电池价格具有很好的竞争力，目前我们保守估算铅炭储能项目税后IRR为5.2%，已经具有一定的商业化价值。

     武汉市节能协会希望能够充分发挥专业协会的职能和优势积极配合各级政府，大力推动储能电站在削峰填谷方面的落实和推进。

二、储能的介绍

什么是储能?

 

　　广义来讲，储能即能量存储，是指通过一种介质或设备，把一种能量形式用同一种或转换成另一种能量形式存储起来，需要以特定能量形式释放出来的循环过程。

　　狭义而言，储能是针对电能的存储，是指利用化学或者物理的方法将产生的能量存储起来并在需要时释放的一系列技术和措施。

　　从定义我们可知，广义储能是指所有能量的存储，包括储热和储电。而狭义的储能仅指电能的存储，本文讨论的“储能”即取其狭义。

储能技术分类

　　储能分为物理储能和化学储能，这两者的技术特点如下：

　　物理储能：抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等。

　　特点：采用水、空气等作为储能介质，储能介质不发生化学变化。

　　电化学储能：铅蓄电池、锂离子电池、液流电池、镍氢电池等。

　　特点：利用化学元素做储能介质，充放电过程伴随储能介质的化学反应或者变化。

物理储能和化学储能的区别在于，储能介质是否发生化学变化。业内机构的统计数据显示，从2000年至2016年，我国储能市场累计装机规模各种储能方式中，蓄水储能占比最大，但增长缓慢。而以锂离子电池为代表的电化学储能却增长迅速，占比不断增加，电化学储能市场极具增长潜力。

 

电化学储能市场技术分布

　　据中关村储能产业技术联盟发布的《储能产业研究白皮书2017》统计数据显示，2016年，我国新增投运的电化学储能项目几乎全部使用锂离子电池和铅蓄电池，两类技术的新增装机占比分别为62%和37%。

　　2016年，在我国新增投运装机规模的同比增速方面，锂离子电池以256%的增速占据首位;此外，锂离子电池在可再生能源并网领域中的新增装机占比最大，高达70%;铅蓄电池在分布式发电及微网领域的新增装机占比最大，达69%。

　　从各技术的分布地域来看，锂离子电池在各地区均有分布，其中在东北、华中、华南、西北和西南占比最大;铅蓄电池在华北和华东地区占比最大;液流电池主要分布在东北地区。

　　但是从全球范围来看，2016年，新增投运的电化学储能项目主要采用锂离子电池、钠硫电池和铅蓄电池等储能技术，三种技术的新增装机规模共占全部新增项目装机规模的99%以上。从增速上看，钠硫电池的新增投运规模的同比增速最快，为2400%;其次是铅蓄电池，同比增速为563%。

可见，无论是全球储能市场还是中国储能市场，锂离子电池新增装机规模都居于首位，这反映了当前锂离子电池在储能技术中的主导地位。钠硫电池在国外有很多的应用，国内则较少;铅蓄电池在国内储能市场累计装机规模已经位于锂离子电池之后，这也反映了锂离子电池在储能领域替代铅蓄电池的大趋势。

 

电化学储能技术的企业分布

　　1.锂离子电池

　　锂离子电池储能性能较好，使用寿命长、循环次数高。一般情况下，锂电池可循环3000次左右，钛酸锂电池则高达25000次左右。锂离子电池自放电损耗小、能量转换效率较高，与其他电池相比，在各项性能方面都有较大的提高。通过上文我们知道，锂离子电池的新增装机规模在全球和国内都居于榜首，国内众多企业布局锂离子电池储能技术。

　　上海中兴派能能源科技股份有限公司(以下简称“中兴派能”)专注于磷酸铁锂储能系统的研发和生产，公司生产的磷酸铁锂电池系统具备配置灵活、可靠性高，应用于通信储能系统、数据机房、家庭光伏储能系统、机器人系统以及高压直流储能系统等应用场景。

　　猛狮科技旗下深圳市先进清洁电力技术研究院有限公司建设的德国Relzow100MW/200MWh锂电池储能电站，主要用于德国一次调频市场。电站全部采用了猛狮科技模块化储能集成技术与锂电池产品，具有响应迅速、使用寿命长等特点。同时，该项目还是中资企业在海外投资建设储能项目、参与电力运营的首个案例。

　　中天储能科技有限公司(以下简称“中天储能”)致力于锂电池储能项目的布局。2016年，中天储能锂电池产能达到2GWh，电力储能系统实现海外销售。2017年以来，公司已承接兆瓦级储能项目3个，具备了电力储能项目的工程总承包能力。

　　储能是钛酸锂电池的主要应用领域之一。截至2017年1月，采用银隆新能源钛酸锂技术的深圳宝清电池储能站已安全稳定运行六年。该储能站是我国首座投运的兆瓦级锂电池储能站，同时也是国家863项目和南方电网公司重点科技项目——“10MW电池储能站关键技术研究及试点”示范工程，六年的成功运营标志着我国企业已研究掌握并成功应用兆瓦级电池储能关键技术。

　　此外，浙江南都电源动力股份有限公司等企业也布局了磷酸铁锂储能技术路线。

　　2.铅蓄电池

　　铅蓄电池技术成熟，电池材料来源广泛，成本较低，其缺点是循环次数少，使用寿命短，在生产回收等环节处理不当易造成污染环境。研究者在铅蓄电池的负极中加入了活性炭形成铅炭电池。相对普通铅蓄电池，铅炭电池90分钟便可充满，减少了负极硫酸盐化现象，延长电池寿命，且功率密度也得到提高。铅炭电池是一种先进的铅蓄电池，也是铅蓄电池技术发展的主流方向。

　　南都电源储能技术路线以铅蓄电池为主。据了解，南都电源积极推广的铅炭电池技术商业化储能电站项目，具备显著的经济性优势。据测算，在0.9元/kWh的峰谷电价差下，仅通过削峰填谷模式，公司每1MWh储能电站的年运营利润总额约10万元左右，内部收益率高达11%。

　　经过多年沉淀，圣阳电源形成了成熟的铅炭电池技术，其生产的FCP铅炭电池，引进日本古河电池公司先进的铅炭技术及产品设计和制造经验，实现了70%DOD深循环次数超过4200次，设计寿命15年，应用于新能源接入、分布式发电、智能电网等。

　　双登集团是储能微网解决方案的提供商，目前已经形成了风光储微电网、削峰填谷储能电站、风光柴电混合基站供电系统、边海防供电系统等多种储能应用解决方案，拥有系列化、标准化、模块化的储能系统产品。在国网张北风光储输示范电站，配有12MWh铅蓄电池储能;在中广核祁连微网储能系统中，28MWh管式胶体铅酸蓄电池系统作为主电源，与锂电池配合实现微电网的稳定运行和能量优化管理。

　　此外，铅蓄电池生产企业还有天能电池、上海西恩迪等，这些企业的电池产品在储能领域有着广泛应用。

　　3.钠硫电池

　　钠硫电池是负极为钠(Na)、正极为硫(S)、电解质使用了精细陶瓷的蓄电池，其核心壁垒在于精细陶瓷技术。钠硫电池能量密度高达760Wh/kg左右，转换效率接近100%，电池循环次数高达2500次以上。然而不足是成本高昂，达2000美元/kWh左右;对工作环境要求苛刻，300℃方能启动，如果发生短路故障，温度会高达2000℃左右，因此对技术有着极高的要求，钠硫储能电池国外应用较多，国内未能大规模推广。

　　2015年5月，舟山秦唐新能源科技有限公司生产钠硫电池在深圳亮相，公司钠硫储能电池领域已获多项实用新型发明，包括硫置入固体电解质管中的单管钠硫电池装置、硫置入固体电解质管中的多管钠硫电池装置等。

　　2017年1月18日，超威集团与美国通用电气公司在浙江长兴举行钠盐电池项目签约仪式，结合双方产业、技术优势，共同创建合资公司，拓展钠盐电池的应用领域，迈出抢滩储能市场的关键性一步。双方将着力实施钠盐电池的生产、研发及销售，打造具有全球竞争力的专业化公司。

　　此外，芜湖海力实业有限公司从20世纪80年代初就开始研究钠硫电池，于2007年4月申请并获得了大功率钠硫电池的国家发明专利。国家电网在2009年年底曾表示，已经开发出可用于大规模储能的钠硫电池。

　　4.液流电池

　　液流电池采用正负极电解液单独循环的特殊结构，提高了化学反应效率。液流电池能量转换效率可达96%以上，能量密度达92Wh/kg，循环次数为13000次左右，使用寿命在20年左右。由于液流电池技术成熟度不高，体积较大，价格方面也不占优势，因此在国内应用并不广泛。

　　大连融科储能技术发展有限公司(以下简称“大连融科”)是全球唯一具备全钒液流电池全产业链技术开发和生产能力的企业。近年来，大连融科在全钒液流电池的核心领域和关键技术上实现了重大突破，在电解液、离子传导膜、双电极板等方面形成了完整的自主知识产权。公司的储能解决方案主要应用于公共服务设施、微网、新能源接入、用户侧储能等。

　　大力电工多年专注全钒液流电池储能系统的研究开发。目前，该公司已在钒电池领域申请多项专利，先后在印度、新加坡和国内等地开展了多个钒电池储能系统示范工程。

　　电池中国网认为，目前似乎很难断定哪种电池是最好的储能技术，因为不同的储能技术适配不同的应用场景，各类技术必须在其最适配的应用场景中才能实现其最大价值。不同企业根据不同的应用场景，所做的储能技术布局也会不同。在我国储能市场缓缓开启之时，各类储能技术将在充分的市场竞争中找到与自己相匹配的市场位置。

 

集装箱式模块化储能系统

 

简介：

   集装箱储能系统主要由集装箱式机房、电池组、电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）及辅助控制系统（温控系统、消防系统等）等组成。由于其占地面积小、安装运输方便、建设周期短、环境适应能力强、智能化高等众多优点，

 可应用于微电网（联网型和独立型）、分布式发电、智能电网、可再生能源平滑接入等场景，为实现风、光等可再生能源的规模化应用提供有力支撑，同时亦可作为移动应急电源使用。

 

 

功能特点：

1.采用专利控温技术，外部箱体绝热设计，有效隔断内外热桥；内部优化气流组织，实施智能控制，节省温控能耗，温度场均匀

2.采用高安全标准设计，全系统采用耐高温、耐高压、防火材料设计，具有完备的安全保护措施，保证操作人员和储能系统安全、可靠工作

3.区分高寒地区、海岛湿热地区需求，分别设计了高寒型、海岛型产品方案，满足极端环境下长寿命无故障使用

4.随需选配储能技术，根据系统要求，区分功率型或能量型储能需求，可采用我司储能专用的铅炭、管式胶体或锂离子电池

5.三级架构模块化BMS设计，基于后台大数据挖掘基础上电池管理系统软件的远程迭代优化，提高电池剩余容量（SOC）和电池健康状态（SOH）计算精度，全寿命实时偏差不超过3%

6.两级拓扑结构PCS，具备模块分控、运维并行功能，模块灵活配置，实现蓄电池分组管理、均衡充放电，自休眠工作模式，提高系统效率

7.模块化设计、可扩展性好，具有积木式搭建电池组、对等接入和快速组网的特点，可根据需求组合不同容量规格产品，实现从KW级到MW级的储能系统灵活扩展

典型系统配置：

 

 

 

 

典型系统配置：

型号	集装箱规格	总重量（吨）	储能容量（KWh）	电池类型	成组循环寿命	直流电压范围	接入设备功率范围
FS-ESS1000CN-40H	40尺高柜	55	1152	FCP-1000铅炭电池	70%DOD 4200次	520~720V （单体1.8~2.5V）	250KW~500KW 充电电流：0~400A 放电电流：0~800A
FS-ESS500CN-20H	20尺高柜	30	576	FCP-1000铅炭电池	70%DOD 4200次	520~720V （单体1.8~2.5V）	100KW~250KW 充电电流：0~300A 放电电流：0~600A
FS-ESS1000JH-40	40尺平柜	30	624	GFMJ-1000H管式胶体电池	80%DOD 1200次	560~780V （单体1.8~2.5V）	100KW~150KW 充放电电流：0~200A
FS-ESS500 JH -20	20尺平柜	17	320	GFMJ-500H管式胶体电池	80%DOD 1200次	288~400V （单体1.8~2.5V）	50KW~100KW 充放电电流：0~100A
FS-ESS60Li-40H	40尺高柜	25	1080	三元锂电池3.7V60Ah	80%DOD 3500次	549~824V （单体2.8~4.2V）	500KW~1000KW
FS-ESS60Li-20H	20尺高柜	14	540	三元锂电池3.7V60Ah	80%DOD 3500次	549~824V （单体2.8~4.2V）	250KW~500KW

  

应用领域：

  风光互补发电单元配以集装箱储能系统构建成风光储综合储能电站系统，能够解决风、光发电的随机性、间歇性和波动性问题，可应用在新能源平滑接入、微网电站、分布式发电、智能电网等领域。

三、峰平谷电价的相关解释

　　我国的电价政策是怎样规定的？  

 目前，我国电网销售电价实行的是分类电价和分时电价。定价的原则是统一政策，统一定价，分级管理。因此，要想正确理解和执行现行电价，必须清楚知道各类电价的应用范围和相关规定，才能准确无误的确定用户应执行的价格，维护供用电双方的利益不受损害。  

 

　　现行电价分类是怎样规定的？

　　现行电价标准分为直供电价和趸售电价。电网直供电价又分为七类，即居民生活电价、非居民照明用电电价、商业电价、非工业电价、普通工业电价、大工业电价、农业生产电价；电网趸售电价分为五类：即居民生活用电电价、非居民照明用电电价、商业电价、非普工业电价、大工业电价、农业生产电价。

 

　　什么是峰谷分时电价？   

 峰谷分时电价是把一天二十四小时分为峰、谷、平三个时段，以平时段电价为基础电价，高峰时段用电电价上浮，低谷时段用电电价下浮，而且高峰和低谷之间的价差非常大，这样就鼓励用户调整用电负荷，削峰填谷，更加合理用电。    

 

 现行的峰谷分时电价实行范围是怎样规定的？  

 电网直供的容量在320（含315）千伏安及以上的大工业用户；100千伏安（千瓦）及以上的非工业用户、普通工业用户；趸售转供单位（指农电）。

 

　　峰谷分时电价时段是怎样划分的？  

 高峰时段：7：30――11：30   17：00――21：00共计8个小时  

 低谷时段：22：00――5：00共计7个小时

 其余时段为平时段，共计为9个小时   

 

　　峰谷分时电价是怎样确定的？  

 计价方法：高峰时段电价，按基础电价上浮50%      

     低谷时段电价，按基础电价下浮50%      

     平时段电价不变  

 峰谷分时电价随基础电价的变化而调整

　　基础电价内容：电度电价参与计算；农网还贷基金，三峡基金，城市附加费不参与峰谷分时电价计算。    

　　

    功率因数标准值及其适用范围是如何规定的？  

 功率因数标准0.90，适用于160千伏安以上的高压供电工业用户（包括社队工业用户）、装有带负荷调整电压装置的高压供电电力用户和320千伏安及以上的高压供电电力排灌站。  

 功率因数标准0.85，适用于100千伏安（千瓦）及以上的其他工业用户（包括社队工业用户）、100千伏安（千瓦）及以上的非工业用户和100千伏安（千瓦）及以上的电力排灌站。

　　功率因数标准0.80，适用于100千伏安（千瓦）及以上的农业用户和趸售用户，但大工业用户未划由电业直接管理的趸售用户，功率因数标准为0.85

 

四、储能的相关政策

1、《可再生能源发展“十三五”规划》全文

　　前 言

　　可再生能源是能源供应体系的重要组成部分。目前，全球可再生能源开发利用规模不断扩大，应用成本快速下降，发展可再生能源已成为许多国家推进能源转型的核心内容和应对气候变化的重要途径，也是我国推进能源生产和消费革命、推动能源转型的重要措施。

　　“十二五”期间，我国可再生能源发展迅速，为我国能源结构调整做出了重要贡献。“十三五”时期是我国全面建成小康社会的决胜阶段，也是全面深化改革的攻坚期，更是落实习近平总书记提出的“四个革命、一个合作”能源发展战略的关键时期。为实现2020 年和 2030 年非化石能源分别占一次能源消费比重 15%和20%的目标，加快建立清洁低碳的现代能源体系，促进可再生能源产业持续健康发展，按照《可再生能源法》要求，根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》和《能源发展“十三五”规划》，制定《可再生能源发展“十三五”规划》（以下简称“《规划》”）。

　　《规划》包括了水能、风能、太阳能、生物质能、地热能和海洋能，明确了 2016 年至 2020 年我国可再生能源发展的指导思想、基本原则、发展目标、主要任务、优化资源配置、创新发展方式、完善产业体系及保障措施，是“十三五”时期我国可再生能源发展的重要指南。

　　一、发展基础和形势

　　（一）国际形势

　　随着国际社会对保障能源安全、保护生态环境、应对气候变化等问题日益重视，加快开发利用可再生能源已成为世界各国的普遍共识和一致行动，国际可再生能源发展呈现出以下几个趋势：

　　一是可再生能源已成为全球能源转型及实现应对气候变化目标的重大战略举措。全球能源转型的基本趋势是实现化石能源体系向低碳能源体系的转变，最终进入以可再生能源为主的可持续能源时代。为此，许多国家提出了以发展可再生能源为核心内容的能源转型战略，联合国政府间气候变化专家委员会(IPCC)、国际能源署(IEA)和国际可再生能源署(IRENA)等机构的报告均指出，可再生能源是实现应对气候变化目标的重要措施。90%以上的联合国气候变化《巴黎协定》签约国都设定了可再生能源发展目标。欧盟以及美国、日本、英国等发达国家都把发展可再生能源作为温室气体减排的重要措施。

　　二是可再生能源已在一些国家发挥重要替代作用。近年来，欧美等国每年 60%以上的新增发电装机来自可再生能源。2015 年，全球可再生能源发电新增装机容量首次超过常规能源发电装机容量，表明全球电力系统建设正在发生结构性转变。特别是德国等国家可再生能源已逐步成为主流能源，并成为这些国家能源转型、低碳发展的重要组成部分。美国可再生能源占全部发电量的比重也逐年提高，印度、巴西、南非以及沙特等国家也都在大力建设可再生能源发电项目。

　　三是可再生能源的经济性已得到显著提升。随着可再生能源技术的进步及应用规模的扩大，可再生能源发电的成本显著降低。风电设备和光伏组件价格近五年分别下降了约20%和 60%。南美、非洲和中东一些国家的风电、光伏项目招标电价与传统化石能源发电相比已具备竞争力，美国风电长期购电协议价格已与化石能源发电达到同等水平，德国新增的新能源电力已经基本实现与传统能源平价，可再生能源发电的补贴强度持续下降，经济竞争能力明显增强。四是可再生能源已成为全球具有战略性的新兴产业。许多国家都将可再生能源作为新一代能源技术的战略制高点和经济发展的重要新领域，投入大量资金支持可再生能源技术研发和产业发展。可再生能源产业的国际竞争加剧，围绕相关技术和产品的国际贸易摩擦不断增多。可再生能源已成为国际竞争的重要新领域，是许多国家新一代制造技术的代表性产业。

　　（二）国内形势

　　1、发展基础

　　“十二五”期间，我国可再生能源产业开始全面规模化发展，进入了大范围增量替代和区域性存量替代的发展阶段。

　　一是可再生能源在推动能源结构调整方面的作用不断增强。2015 年，我国商品化可再生能源利用量为 4.36 亿吨标准煤，占一次能源消费总量的 10.1%；如将太阳能热利用等非商品化可再生能源考虑在内，全部可再生能源年利用量达到 5.0 亿吨标准煤；计入核电的贡献，全部非化石能源利用量占到一次能源消费总量 12%，比 2010 年提高 2.6 个百分点。到 2015 年底，全国水电装机为 3.2 亿千瓦，风电、光伏并网装机分别为 1.29 亿千瓦、4318 万千瓦，太阳能热利用面积超过 4.0 亿平方米，应用规模都位居全球首位。全部可再生能源发电量 1.38 万亿千瓦时，约占全社会用电量的25%，其中非水可再生能源发电量占 5%。生物质能继续向多元化发展，各类生物质能年利用量约 3500 万吨标准煤。

　　二是可再生能源技术装备水平显著提升。随着开发利用规模逐步扩大，我国已逐步从可再生能源利用大国向可再生能源技术产业强国迈进。我国已具备成熟的大型水电设计、施工和管理运行能力，自主制造投运了单机容量 80 万千瓦的混流式水轮发电机组，掌握了 500 米级水头、35 万千瓦级抽水蓄能机组成套设备制造技术。风电制造业集中度显著提高，整机制造企业由“十二五”初期的 80 多家逐步减少至 20多家。风电技术水平明显提升，关键零部件基本国产化，5-6兆瓦大型风电设备已经试运行，特别是低风速风电技术取得突破性进展，并广泛应用于中东部和南方地区。光伏电池技术创新能力大幅提升，创造了晶硅等新型电池技术转换效率的世界纪录。建立了具有国际竞争力的光伏发电全产业链，突破了多晶硅生产技术封锁，多晶硅产量已占全球总产量的40%左右，光伏组件产量达到全球总产量的 70%左右。技术进步及生产规模扩大使“十二五”时期光伏组件价格下降了60%以上，显著提高了光伏发电的经济性。各类生物质能、地热能、海洋能和可再生能源配套储能技术也有了长足进步。

　　三是可再生能源发展支持政策体系逐步完善。“十二五” 期间，我国陆续出台了光伏发电、垃圾焚烧发电、海上风电电价政策，并根据技术进步和成本下降情况适时调整了陆上风电和光伏发电上网电价，明确了分布式光伏发电补贴政策，公布了太阳能热发电示范电站电价，完善了可再生能源发电并网管理体系。根据《可再生能源法》要求，结合行业发展需要三次调整了可再生能源电价附加征收标准，扩大了支持可再生能源发展的资金规模，完善了资金征收和发放管理流程。建立完善了可再生能源标准体系，产品检测和认证能力不断增强，可再生能源设备质量稳步提高，有效促进了各类可再生能源发展。

　　2、面临的形势与挑战

　　随着可再生能源技术进步和产业化步伐的加快，我国可再生能源已具备规模化开发应用的产业基础，展现出良好的发展前景，但也面临着体制机制方面的明显制约，主要表现在：

　　一是现有的电力运行机制不适应可再生能源规模化发展需要。以传统能源为主的电力系统尚不能完全满足风电、光伏发电等波动性可再生能源的并网运行要求。电力市场机制与价格机制不够完善，电力系统的灵活性未能充分发挥，可再生能源与其它电源协调发展的技术管理体系尚未建立，可再生能源发电大规模并网仍存在技术障碍，可再生能源电力的全额保障性收购政策难以有效落实，弃水、弃风、弃光现象严重。

　　二是可再生能源对政策的依赖度较高。目前，风电、太阳能发电、生物质能发电等的发电成本相对于传统化石能源仍偏高，度电补贴强度较高，补贴资金缺口较大，仍需要通过促进技术进步和建立良好的市场竞争机制进一步降低发电成本。可再生能源整体对政策扶持的依赖度较高，受政策调整的影响较大，可再生能源产业的可持续发展受到限制。此外，全国碳排放市场尚未建立，目前的能源价格和税收制度尚不能反映各类能源的生态环境成本，没有为可再生能源发展建立公平的市场竞争环境。

　　三是可再生能源未能得到有效利用。虽然可再生能源装机特别是新能源发电装机逐年快速增长，但是各市场主体在可再生能源利用方面的责任和义务不明确，利用效率不高，“重建设、轻利用”的情况较为突出，供给与需求不平衡、不协调，致使可再生能源可持续发展的潜力未能充分挖掘，可再生能源占一次能源消费的比重与先进国家相比仍较低。

　　二、指导思想和基本原则

　　（一）指导思想

　　全面贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神，坚持创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，遵循能源发展“四个革命、一个合作”的战略方向，坚持清洁低碳、安全高效的发展方针，顺应全球能源转型大趋势，完善促进可再生能源产业发展的政策体系，统筹各类可再生能源协调发展，切实缓解弃水弃风弃光问题，加快推动可再生能源分布式应用，大幅增加可再生能源在能源生产和消费中的比重，加速对化石能源的替代，在规模化发展中加速技术进步和产业升级，促进可再生能源布局优化和提质增效，加快推动我国能源体系向清洁低碳模式转变。

　　（二）基本原则

　　1、坚持目标管控，促进结构优化。把扩大可再生能源的利用规模、提高可再生能源在能源消费中的比重作为各地区能源发展的重要约束性指标，形成优先开发利用可再生能源的能源发展共识，积极推动各类可再生能源多元发展。

　　2、坚持市场主导，完善政策机制。充分发挥市场配置资源的决定性作用，鼓励以竞争性方式配置资源，加快成本降低，实施强制性的市场份额及可再生能源电力绿色证书制度，逐步减少新能源发电的补贴强度，落实可再生能源发电全额保障性收购制度，提升可再生能源电力消纳水平。

　　3、坚持创新引领，推动转型升级。把加快技术进步和提高产业创新能力作为引导可再生能源发展的主要方向，通过严格可再生能源产品市场准入标准，促进先进技术进入市场，完善和升级产业链，逐步建立良性竞争市场，淘汰落后产能，不断提高可再生能源的经济性和市场竞争力。

　　4、坚持扩大交流，促进国际合作。积极参与国际政策对话和技术交流，充分利用国际、国内市场和资源，吸引全球技术、资金、开发经验等优势资源，鼓励企业由单纯设备出口或投资项目转向国际化综合服务，积极参与全球能源治理和产业资源整合。

　　三、发展目标

　　为实现 2020、2030 年非化石能源占一次能源消费比重分别达到 15%、20%的能源发展战略目标，进一步促进可再生能源开发利用，加快对化石能源的替代进程，改善可再生能源经济性，提出主要指标如下：

　　1、可再生能源总量指标。到 2020 年，全部可再生能源年利用量 7.3 亿吨标准煤。其中，商品化可再生能源利用量5.8 亿吨标准煤。

　　2、可再生能源发电指标。到 2020 年，全部可再生能源发电装机 6.8 亿千瓦，发电量 1.9 万亿千瓦时，占全部发电量的 27%。

　　3、可再生能源供热和燃料利用指标。到 2020 年，各类可再生能源供热和民用燃料总计约替代化石能源 1.5 亿吨标准煤。

　　4、可再生能源经济性指标。到 2020 年，风电项目电价可与当地燃煤发电同平台竞争，光伏项目电价可与电网销售电价相当。

　　5、可再生能源并网运行和消纳指标。结合电力市场化改革，到 2020 年，基本解决水电弃水问题，限电地区的风电、太阳能发电年度利用小时数全面达到全额保障性收购的要求。

　　6、可再生能源指标考核约束机制指标。建立各省（自治区、直辖市）一次能源消费总量中可再生能源比重及全社会用电量中消纳可再生能源电力比重的指标管理体系。到2020 年，各发电企业的非水电可再生能源发电量与燃煤发电量的比重应显著提高。

　　四、主要任务

　　“十三五”时期，要通过不断完善可再生能源扶持政策，创新可再生能源发展方式和优化发展布局，加快促进可再生能源技术进步和成本降低，进一步扩大可再生能源应用规模，提高可再生能源在能源消费中的比重，推动我国能源结构优化升级。

　　（一）积极稳妥发展水电

　　积极推进水电发展理念创新，坚持开发与保护、建设与管理并重，不断完善水能资源评价，加快推进水电规划研究论证，统筹水电开发进度与电力市场发展，以西南地区主要河流为重点，积极有序推进大型水电基地建设，合理优化控制中小流域开发，确保水电有序建设、有效消纳。统筹规划，合理布局，加快抽水蓄能电站建设。

　　1、积极推进大型水电基地建设。在做好环境保护、移民安置工作和统筹电力市场的基础上，继续做好金沙江中下游、雅砻江、大渡河等水电基地建设工作；适应能源转型发展需要，优化开发黄河上游水电基地。到 2020 年，基本建成长江上游、黄河上游、乌江、南盘江红水河、雅砻江、大渡河六大水电基地，总规模超过 1 亿千瓦。积极推进金沙江上游等水电基地开发，着力打造藏东南“西电东送”接续基地。“十三五”期间，新增投产常规水电 4000 万千瓦，新开工常规水电6000 万千瓦。

　　加快推进雅砻江两河口、大渡河双江口等调节性能好的控制性水库建设，加快金沙江中游龙头水库研究论证，积极推进龙盘水电站建设，提高流域水电质量和开发效益。统筹协调水电开发和电网建设，加快推动配套送出工程建设，完善水电市场消纳协调机制，促进水能资源跨区优化配置，着力解决水电弃水问题。

　　2、转变观念优化控制中小流域开发。落实生态文明建设要求，统筹全流域、干支流开发与保护工作，按照流域内干流开发优先、支流保护优先的原则，严格控制中小流域、中小水电开发，保留流域必要生境，维护流域生态健康。水能资源丰富、开发潜力大的西部地区重点开发资源集中、环境影响较小的大型河流、重点河段和重大水电基地，严格控制中小水电开发；开发程度较高的东、中部地区原则上不再开发中小水电。弃水严重的四川、云南两省，除水电扶贫工程外，“十三五”暂停小水电和无调节性能的中型水电开发。加强总结中小流域梯级水电站建设管理经验，开展水电开发后评价工作，推行中小流域生态修复。

　　支持边远缺电离网地区因地制宜、合理适度开发小水电，重点扶持西藏自治区，四川、云南、青海、甘肃四省藏区和少数民族贫困地区小水电扶贫开发工作。“十三五”期间，全国规划新开工小水电 500 万千瓦左右。

　　3、加快抽水蓄能发展。坚持“统筹规划、合理布局”的原则，根据各地区核电和新能源开发、区域间电力输送情况及电网安全稳定运行要求，加快抽水蓄能电站建设。抓紧落实规划站点建设条件，加快开工建设一批距离负荷中心近、促进新能源消纳、受端电源支撑的抽水蓄能电站。“十三五”期间新开工抽水蓄能电站约 6000 万千瓦，抽水蓄能电站装机达到4000 万千瓦。做好抽水蓄能规划滚动调整工作，统筹考虑区域电力系统调峰填谷需要、安全稳定运行要求和站址建设条件，开展部分地区抽水蓄能选点规划启动、调整工作，充分论证系统需求，优选确定规划站点。根据发展需要，适时启动新一轮的全国抽水蓄能规划工作。加强关键技术研究，推动建设海水抽水蓄能电站示范项目。积极推进抽水蓄能电站

　　建设主体多元化，鼓励社会资本投资，加快建立以招标方式确定业主的市场机制。进一步完善抽水蓄能电站运营管理体制和电价形成机制，加快建立抽水蓄能电站辅助服务市场。研究探索抽水蓄能与核能、风能、太阳能等新能源一体化建设运营管理的新模式、新机制。

　　4、积极完善水电运行管理机制。研究流域梯级电站水库综合管理体制，建立电站运行协调机制。开展流域综合监测工作，建立流域综合监测平台，构建全流域全过程的实时监测、巡视检查、信息共享、监督管理体系。研究流域梯级联合调度体制机制，统筹考虑综合利用需求，优化水电站运行调度。制定梯级水电站联合优化调度运行规程和技术标准，推动主要流域全面实现梯级联合调度。探索各大流域按照现代企业制度组建统一规范的流域公司，逐步推动建立流域统一电价模式和运营管理机制，充分发挥流域梯级水电开发的整体效益。深化抽水蓄能电站作用、效益形成机制及与新能源电站联合优化运行方案和补偿机制研究，实行区域电网内统一优化调度，建立运行考核机制，确保抽水蓄能电站充分发挥功能效用。

　　5、推动水电开发扶贫工作。贯彻落实中央关于发展生产脱贫一批的精神，积极发挥当地资源优势，充分尊重地方和移民意愿，科学谋划，加快推进贫困地区水电重大项目建设，更好地将资源优势转变为经济优势和扶贫优势。进一步完善水电开发移民政策，理顺移民工作体制机制，加强移民社会管理，提升移民安置质量。探索贫困地区水电开发资产收益扶贫制度，建立完善水电开发群众共享利益机制和资源开发收益分配政策，将从发电中提取的资金优先用于本水库移民和库区后续发展，增加贫困地区年度发电指标，提高贫困地区水电工程留成电量比例。研究完善水电开发财政税收政策，探索资产收益扶贫，让当地和群众从能源资源开发中更多地受益。

　　（二）全面协调推进风电开发

　　按照“统筹规划、集散并举、陆海齐进、有效利用”的原则，严格开发建设与市场消纳相统筹，着力推进风电的就地开发和高效利用，积极支持中东部分散风能资源的开发，在消纳市场、送出条件有保障的前提下，有序推进大型风电基地建设，积极稳妥开展海上风电开发建设，完善产业服务体系。到 2020 年底，全国风电并网装机确保达到 2.1 亿千瓦以上。

　　1、加快开发中东部和南方地区风电。加强中东部和南方地区风能资源勘查，提高低风速风电机组技术和微观选址水平，做好环境保护、水土保持和植被恢复等工作，全面推进中东部和南方地区风能资源的开发利用。结合电网布局和农村电网改造升级，完善分散式风电的技术标准和并网服务体系，考虑资源、土地、交通运输以及施工安装等建设条件，按照“因地制宜、就近接入”的原则，推动分散式风电建设。到 2020 年，中东部和南方地区陆上风电装机规模达到 7000万千瓦，江苏省、河南省、湖北省、湖南省、四川省、贵州省等地区风电装机规模均达到 500 万千瓦以上。

　　2、有序建设“三北”大型风电基地。在充分挖掘本地风电消纳能力的基础上，借助“三北”地区已开工建设和明确规划的特高压跨省区输电通道，按照“多能互补、协调运行”的原则，统筹风、光、水、火等各类电源，在落实消纳市场的前提下，最大限度地输送可再生能源，扩大风能资源的配置范围，促进风电消纳。在解决现有弃风问题的基础上，结合电力供需变化趋势，逐步扩大“三北”地区风电开发规模，推动“三北”地区风电规模化开发和高效利用。到 2020 年，“三北”地区风电装机规模确保 1.35 亿千瓦以上，其中本地消纳新增规模约 3500 万千瓦。另外，利用跨省跨区通道消纳风电容量 4000 万千瓦（含存量项目）。

　　3、积极稳妥推进海上风电开发。开展海上风能资源勘测和评价，完善沿海各省（区、市）海上风电发展规划。快推进已开工海上风电项目建设进度，积极推动后续海上风电项目开工建设，鼓励沿海各省（区、市）和主要开发企业建设海上风电示范项目，带动海上风电产业化进程。完善海上风电开发建设管理政策，加强部门间的协调，规范和精简项目核准手续，完善海上风电价格政策。健全海上风电配套产业服务体系，加强海上风电技术标准、规程规范、设备检测认证、信息监测工作，形成覆盖全产业链的设备制造和开发建设能力。到 2020 年，海上风电开工建设 1000 万千瓦，确保建成 500 万千瓦。

　　4、切实提高风电消纳能力。加强电网规划和建设，有针对性地对重要送出断面、风电汇集站、枢纽变电站进行补强和增容扩建，完善主网架结构，减少因局部电网送出能力或变电容量不足导致的弃风限电问题。充分挖掘电力系统调峰潜力，提升常规煤电机组和供热机组运行灵活性，鼓励通过技术改造提升煤电机组调峰能力，化解冬季供暖期风电与热电的运行矛盾。结合电力体制改革，取消或缩减煤电发电计划，推进燃气机组、燃煤自备电厂参与调峰。优化风电调度运行管理，建立辅助服务市场，加强需求侧管理和用户响应体系建设，提高风电功率预测精度并加大考核力度，在发电计划中留足风电电量空间，合理安排常规电源开机规模和发电计划，将风电纳入电力平衡和开机组合，鼓励风电等可再生能源机组通过参与市场辅助服务和实时电价竞争等方式，逐步提高系统消纳风电的能力。

　　（三）推动太阳能多元化利用

　　按照“技术进步、成本降低、扩大市场、完善体系”的原则，促进光伏发电规模化应用及成本降低，推动太阳能热发电产业化发展，继续推进太阳能热利用在城乡应用。到 2020年底，全国太阳能发电并网装机确保实现 1.1 亿千瓦以上。

　　1、全面推进分布式光伏和“光伏+”综合利用工程。继续支持在已建成且具备条件的工业园区、经济开发区等用电集中区域规模化推广屋顶光伏发电系统；积极鼓励在电力负荷大、工商业基础好的中东部城市和工业区周边，按照就近利用的原则建设光伏电站项目；结合土地综合利用，依托农业种植、渔业养殖、林业栽培等，因地制宜创新各类“光伏+” 综合利用商业模式，促进光伏与其他产业有机融合；创新光伏的分布利用模式，在中东部等有条件的地区，开展“人人 1千瓦光伏”示范工程，建设光伏小镇和光伏新村。

　　2、有序推进大型光伏电站建设。在资源条件好、具备接入电网条件、消纳能力强的中西部地区，在有效解决已有弃光问题的前提下，有序推进光伏电站建设。积极支持在中东部地区，结合环境治理和土地再利用要求，实施光伏“领跑者”计划，促进先进光伏技术和产品应用，加快市场优胜劣汰和光伏上网电价快速下降。在水电资源丰富的地区，利用水电调节能力开展水光互补或联合外送示范。

　　3、因地制宜推进太阳能热发电示范工程建设。按照总体规划、分步实施的思路，积极推进太阳能热发电产业进程。太阳能热发电先期发展以示范为主，通过首批太阳能热发电示范工程建设，促进技术进步和规模化发展，带动设备国产化，逐步培育形成产业集成能力。按照先示范后推广的发展原则，及时总结示范项目建设经验，扩大热发电项目市场规模，推动西部资源条件好、具备消纳条件、生态条件允许地区的太阳能热发电基地建设，充分发挥太阳能热发电的调峰作用，实现与风电、光伏的互补运行。尝试煤电耦合太阳能热发电示范的运行机制。提高太阳能热发电设备技术水平和系统设计能力，提升系统集成能力和产业配套能力，形成我国自主化的太阳能热发电技术和产业体系。到 2020 年，力争建成太阳能热发电项目 500 万千瓦。

　　4、大力推广太阳能热利用的多元化发展。持续扩大太阳能热利用在城乡的普及应用，积极推进太阳能供暖、制冷技术发展，实现太阳能热水、采暖、制冷系统的规模化利用，促进太阳能与其他能源的互补应用。继续在城镇民用建筑以及广大农村地区普及太阳能热水系统，到 2020 年，太阳能热水系统累计安装面积达到 4.5 亿平方米。加快太阳能供暖、制冷系统在建筑领域的应用，扩大太阳能热利用技术在工农业生产领域的应用规模。到 2020 年，太阳能热利用集热面积达到 8 亿平方米。

　　5、积极推进光伏扶贫工程。充分利用太阳能资源分布广的特点，重点在前期开展试点的、光照条件好的建档立卡贫困村，以资产收益扶贫和整村推进的方式，建设户用光伏发电系统或村级大型光伏电站，保障 280 万建档立卡无劳动能力贫困户（包括残疾人）每年每户增加收入 3000 元以上；其他光照条件好的贫困地区可按照精准扶贫的要求，因地制宜推进光伏扶贫工程。

　　（四）加快发展生物质能

　　按照因地制宜、统筹兼顾、综合利用、提高效率的思路，建立健全资源收集、加工转化、就近利用的分布式生产消费体系，加快生物天然气、生物质能供热等非电利用的产业化发展步伐，提高生物质能利用效率和效益。

　　1、加快生物天然气示范和产业化发展。选择有机废弃物资源丰富的种植养殖大县，以县为单位建立产业体系，开展生物天然气示范县建设，推进生物天然气技术进步和工程建设现代化。建立原料收集保障和沼液沼渣有机肥利用体系，建立生物天然气输配体系，形成并入常规天然气管网、车辆加气、发电、锅炉燃料等多元化消费模式。到 2020 年，生物天然气年产量达到 80 亿立方米，建设 160 个生物天然气示范县。

　　2、积极发展生物质能供热。结合用热需求对已投运生物质纯发电项目进行供热改造，提高生物质能利用效率，积极推进生物质热电联产为县城及工业园区供热，形成 20 个以上以生物质热电联产为主的县城供热区域。加快发展技术成熟的生物质成型燃料供热，推动 20 蒸吨/小时（14MW）以上大型先进低排放生物质成型燃料锅炉供热的应用，污染

　　物排放达到天然气锅炉排放水平，在长三角、珠三角、京津冀鲁等地区工业供热和民用采暖领域推广应用，为工业生产和学校、医院、宾馆、写字楼等公共设施和商业设施提供清洁可再生能源，形成一批生物质清洁供热占优势比重的供热区域。到 2020 年，生物质成型燃料利用量达到 3000 万吨。

　　3、稳步发展生物质发电。在做好选址和落实环保措施的前提下，结合新型城镇化建设进程，重点在具备资源条件的地级市及部分县城，稳步发展城镇生活垃圾焚烧发电，到2020 年，城镇生活垃圾焚烧发电装机达到 750 万千瓦。根据生物质资源条件，有序发展农林生物质直燃发电和沼气发电，到 2020 年，农林生物质直燃发电装机达到 700 万千瓦，沼气发电达到 50 万千瓦。到 2020 年，生物质发电总装机达到 1500 万千瓦，年发电量超过 900 亿千瓦时。

　　4、推进生物液体燃料产业化发展。稳步扩大燃料乙醇生产和消费。立足国内自有技术力量，积极引进、消化、吸收国外先进经验，大力发展纤维乙醇。结合陈次和重金属污染粮消纳，控制总量发展粮食燃料乙醇。根据资源条件，适度发展木薯、甜高粱等燃料乙醇项目。对生物柴油项目进行升级改造，提升产品质量，满足交通燃料品质需要。加快木质生物质、微藻等非粮原料多联产生物液体燃料技术创新。推进生物质转化合成高品位燃油和生物航空燃料产业化示范应用。到 2020 年，生物液体燃料年利用量达到 600 万吨以上。

　　5、完善促进生物质能发展的政策体系。加强废弃物综合利用，保护生态环境。制定生物天然气、液体燃料优先利用的政策，建立无歧视无障碍并入管网机制，研究建立强制配额机制。完善支持生物质能发展的价格、财税等优惠政策，研究出台生物天然气产品补贴政策，加快生物天然气产业化发展步伐。

　　（五）加快地热能开发利用

　　坚持“清洁、高效、可持续”的原则，按照“技术先进、环境友好、经济可行”的总体要求，加快地热能开发利用，加强全过程管理，创新开发利用模式，全面促进地热能资源的合理有效利用。

　　1、积极推广地热能热利用。加强地热能开发利用规划与城市总体规划的衔接，将地热供暖纳入城镇基础设施建设，在用地、用电、财税、价格等方面给予地热能开发利用政策扶持。在实施区域集中供暖且地热资源丰富的京津冀鲁豫及毗邻区，在严格控制地下水资源过度开采的前提下，大力推动中深层地热供暖重大项目建设。加大浅层地热能开发利用的推广力度，积极推动技术进步，进一步规范管理，重点在经济发达、夏季制冷需求高的长江经济带地区，特别是苏南地区城市群、重庆、上海、武汉等地区，整体推进浅层地热能重大项目。

　　2、有序推进地热发电。综合考虑地质条件、资源潜力及应用方式，在青藏铁路沿线、西藏、四川西部等高温地热资源分布地区，新建若干万千瓦级高温地热发电项目，对西藏羊八井地热电站进行技术升级改造。在东部沿海及油田等中低温地热资源富集地区，因地制宜发展中小型分布式中低温地热发电项目。支持在青藏高原及邻区、京津唐等东部经济发达地区开展深层高温干热岩发电系统关键技术研究和项目示范。

　　3、加大地热资源潜力勘察和评价。到 2020 年，基本查清全国地热能资源情况和分布特点，重点在华北地区、长江中下游地区主要城市群及中心城镇开展浅层地热能资源勘探评价，在松辽盆地、河淮盆地、江汉盆地、环鄂尔多斯盆地等未来具有开发前景且勘察程度不高的典型传导型地热区开展中深层地热资源勘察工作，在青藏高原及邻区、东南沿海、河北等典型高温地热系统开展深层地热资源勘察。建立国家地热能资源数据和信息服务体系，完善地热能基础信息数据库，对地热能勘察和开发利用进行系统监测。

　　（六）推进海洋能发电技术示范应用

　　结合我国海洋能资源分布及地方区位优势，妥善协调海岸和海岛资源开发利用方案，因地制宜开展海洋能开发利用，使我国海洋能技术和产业迈向国际领先水平。完善海洋能开发利用公共支撑服务平台建设，初步建成山东、浙江、广东、海南等四大重点区域的海洋能示范基地。加强海洋能综合利用技术研发，重点支持百千瓦级波浪能、兆瓦级潮流能示范工程建设，开展小型化、模块化海洋能的能源供给系统研发，争取突破高效转换、高效储能、高可靠设计等瓶颈，形成若干个具备推广应用价值的海洋能综合利用装备产品。开展海岛（礁）海洋能独立电力系统示范工程建设；在浙江、福建等地区启动万千瓦级潮汐能电站建设，为规模化开发海洋能资源奠定基础。

　　（七）推动储能技术示范应用配合国家能源战略行动计划，推动储能技术在可再生能源领域的示范应用，实现储能产业在市场规模、应用领域和核心技术等方面的突破。

　　1、开展可再生能源领域储能示范应用。结合可再生能源发电、分布式能源、新能源微电网等项目开发和建设，开展综合性储能技术应用示范，通过各种类型储能技术与风电、太阳能等间歇性可再生能源的系统集成和互补利用，提高可再生能源系统的稳定性和电网友好性。重点探索适合可再生能源发展的储能技术类型和开发模式，探索开展储能设施建设的管理体制、激励政策和商业模式。

　　2、提升可再生能源领域储能技术的技术经济性。通过示范工程建设培育稳定的可再生能源领域储能市场，重点提升储能系统的安全性、稳定性、可靠性和适用性，逐步完善储能技术标准、检测认证和入网规范，通过下游应用带动上游产品技术创新和成本下降，推动实现储能技术在可再生能源领域的商业化应用。

　　（八）加强可再生能源产业国际合作结合经济全球化及国际能源转型趋势，充分发挥我国可再生能源产业比较优势，紧密结合“一带一路”倡议，推进可再生能源产业链全面国际化发展，提升我国可再生能源产业国际竞争水平，积极参与并推动全球能源转型。

　　1、加强对话，搭建国际合作交流服务平台。继续加强与重要国际组织及国家间的政策对话和技术合作，充分掌握国际可再生能源发展趋势。整合已有的多边和双边合作机制，建立可再生能源产业国际合作服务和能力建设平台，提供政策对接、规划引领、技术交流、融资互动、风险预警、品牌建设、经验分享等全方位信息和对接服务，有效支撑我国可再生能源产业的国际化发展。

　　2、合理布局，参与全球可再生能源市场。紧密结合“一带一路”沿线国家发展规划和建设需求，巩固和深耕传统市场，培养和开拓新兴市场，适时启动一批标志性合作项目，带动可再生能源领域的咨询、设计、承包、装备、运营等企业共同走出去，形成我国企业优势互补、协同国际化发展的良好局面。

　　3、提升水平，参与国际标准体系建设。支持企业和相关机构积极参与国际标准的制修订工作，在领先领域主导制修订一批国际标准，提升我国可再生能源产业的技术水平。加大与主要可再生能源市场开展技术标准的交流合作与互认力度，积极运用国际多边互认机制，深度参与国际电工委员会可再生能源认证互认体系（IECRE）合格评定标准、规则的制定、实施和评估，提升我国在国际认证、认可、检测等领域的话语权。

　　4、发挥优势，推动全球能源转型发展。充分发挥我国各类援外合作机制的支持条件，共享我国在可再生能源应用领域的政策规划和技术开发经验，为参与全球能源转型的国家，特别是经济技术相对落后的发展中国家，提供能力建设、政策规划等帮助和支持。 五、优化资源配置充分利用规划、在建和已建输电通道，在科学论证送端电网调峰能力、受端电网可再生能源消纳能力的基础上，尽量提高输送电量中可再生能源电量比例。结合大气污染防治，促进京津冀周边地区可再生能源协同发展，有序推动可再生能源跨省消纳。发挥水电、光热等可再生能源调节能力，促进水电、风电、光伏、光热等可再生能源多能互补和联合外送。

　　（一）有序推进大型可再生能源基地建设借助已建的特高压外送输电通道，加快新疆哈密、宁夏宁东等地区配套的可再生能源项目建设，确保 2020 年前可再生能源项目全部并网发电。结合在建输电通道的建设进度，有序推进甘肃酒泉、内蒙古、山西、新疆准东等可再生能源项目建设，有效扩大消纳范围，最大限度的提高外送可再生能源电量比重。

　　（二）加强京津冀及周边地区可再生能源协同发展

　　贯彻落实《大气污染防治行动计划》有关要求，结合“绿色奥运”、“京津冀一体化”发展战略等，积极推进河北张家口、承德等地区可再生能源基地建设，研究论证并适时推动内蒙古乌兰察布、赤峰等地区可再生能源基地规划建设，加强配套输电通道的规划建设，提高京津冀地区电网协同消纳新能源能力，推广普及可再生能源清洁供暖，实现清洁能源电能替代，显著提高可再生能源在京津冀地区能源消费中的比重。

　　（三）开展水风光互补基地示范

　　利用水风光发电出力的互补特性，在不增加弃水的前提下，在西南和西北等水能资源丰富的地区，借助水电站外送通道和灵活调节能力，建设配套的风电和光伏发电项目，协同推进水风光互补示范项目建设。重点推进四川省凉山州风水互补基地、雅砻江水风光互补基地、金沙江水风光互补基地、贵州省乌江和北盘江流域风水联合运行、青海海南州水风光互补基地等可再生能源基地建设。

　　（四）论证风光热综合新能源基地规划

　　在风能、太阳能资源富集地区，统筹考虑送端地区风电、光伏、光热、抽水蓄能等各类资源互补调节能力，研究规划新增外送输电通道，统筹送端资源和受端市场，充分发挥受端调节作用，实现高品质新能源资源在更大范围内的优化配置。研究探索内蒙古阿拉善盟、青海海西州、甘肃金昌武威等地区以可再生能源电量为主的外送方案。

　　六、创新发展方式

　　结合电力市场建设和电力体制改革，选择适宜地区开展各类可再生能源示范，探索可再生能源集成技术应用、规模化发展路径及商业运营模式，为加快推动可再生能源利用、替代化石能源消费打下坚实基础。

　　（一）可再生能源供热示范工程

　　按照“优先利用、经济高效、多能互补、综合集成”的原则，开展规模化应用的可再生能源供热示范工程。在城镇规划建设过程中，做好区域能源规划与城市发展规划的衔接，树立优先发展可再生能源的理念，将可再生能源供热作为区域能源规划的重要内容。推进建筑领域、工业领域可再生能源供热，启动生物质替代城镇燃料工程，加快供热领域各类可再生能源对化石能源的替代。统筹规划建设和改造热力供应的基础设施，加强配套电网建设与改造，优化设计供热管网，建立可再生能源与传统能源协同互补、梯级利用的综合热能供应体系。到 2020 年，各类可再生能源供热和民用燃料总计可替代化石能源约 1.5 亿吨标准煤。

　　（二）区域能源转型示范工程

　　在继续做好绿色能源示范县、新能源示范城市等工作基础上，支持资源条件好、管理有基础、发展潜力大、示范作用显著的地区，以推进新能源应用、显著提高新能源消费比重为目标，以省级、市级、县级或园区级为单位，开展区域能源转型综合应用示范工程建设，促进新能源技术集成、应用方式和体制机制等多层面的创新，探索建立以可再生能源为主的能源技术应用和综合管理新体系。在“三北”地区开展就近消纳试点，发展与可再生能源配套的高载能工业，探索风电制氢、工业直供电等新型可再生能源开发利用模式。争取到 2020 年，在一些地区工业、建筑、交通等领域增量或存量的能源消费中，率先实现高比例可再生能源应用。

　　（三）新能源微电网应用示范工程

　　为探索建立容纳高比例波动性可再生能源电力的发输（配）储用一体化的局域电力系统，探索电力能源服务的新型商业运营模式和新业态，推动更加具有活力的电力市场化创新发展，最终形成较为完善的新能源微电网技术体系和管理体制，按照“因地制宜、多能互补、技术先进、创新机制” 的原则，推进以可再生能源为主、分布式电源多元互补的新能源微电网应用示范工程建设。

　　七、完善产业体系

　　逐步完善可再生能源产业体系建设，坚持将科技创新驱动作为促进可再生能源产业持续健康发展的基本动力，不断提高可再生能源利用效率，提升可再生能源使用品质，降低可再生能源项目建设和运行成本，增强可再生能源的技术经济综合竞争力。

　　（一）加强可再生能源资源勘查工作

　　根据能源结构调整需要，对重要地区的可再生能源资源量进行调查评价，适时启动河流水能资源开发后评价工作。全面完成西藏水能资源调查，组织发布四川水力资源复查成果。加大中东部和南方复杂地形区域的低风速风能资源、海域风能资源评价。加大中东部地区分布式光伏、西部和北部地区光热等资源勘查。加强地热能、生物质能、海洋能等新型可再生能源资源勘查工作。及时公布各类可再生能源资源勘查结果，引导和优化项目投资布局。

　　（二）加快推动可再生能源技术创新

　　推动可再生能源产业自主创新能力建设，促进技术进步，提高设备效率、性能与可靠性，提升国际竞争力。建设可再生能源综合技术研发平台，建立先进技术公共研发实验室，推动全产业链的原材料、产品制备技术、生产工艺及生产装备国产化水平提升，加快掌握关键技术的研发和设备制造能力。充分发挥企业的研发创新主体作用，加大资金投入，推动产业技术升级，加快推动风电、太阳能发电等可再生能源发电成本的快速下降。

　　（三）建立可再生能源质量监督管理体系

　　开展可再生能源电站主体工程及相关设备质量综合评价，定期公开可再生能源电站开发建设和运行安全质量情况。加强可再生能源电站运行数据采集和监控，建立透明公开的覆盖设计、生产、运行全过程的质量监督管理和安全故障预警机制。建立可再生能源行业事故通报机制，及时发布重大事故通报和共性事故的反事故措施。建立政府监管和行业自律相结合的优胜劣汰市场机制，构建公平、公正、开放的招投标市场环境和可再生能源开发建设不良行为负面清单制度。

　　（四）提高可再生能源运行管理的技术水平积极推动可再生能源项目的自动化管理水平和技术改造，提高发电能力和对电网的适应性。逐步完善施工、检修、

　　运维等环节的专业化服务，加强后服务市场建设，建立较为完善的产业服务和技术支持体系。大力推动风电、光伏等新能源并网消纳技术研究，重点推动电储能、柔性直流输电等高新技术的示范应用，推动能源结构调整，加强调峰能力建设，挖掘调峰潜力，提高电力系统灵活性。完善电网结构，优化调度运行，加强新能源外送通道的规划建设，提高外送通道利用率，逐步建立可再生能源大规模融入电力系统的新型电力运行机制，实现可再生能源与现有能源系统的深度融合。

　　（五）完善可再生能源标准检测认证体系

　　加强可再生能源标准体系的协调发展，形成覆盖资源勘测、工程规划、项目设计、装备制造、检测认证、施工建设、接入电网、运行维护等各环节的可再生能源标准体系。鼓励有关科研院校和企业积极参与可再生能源相关标准的编制修订工作，推进标准体系与国际接轨。支持检测机构能力建设，加强设备检测和认证平台建设，合理布局可再生能源发电装备产品检测试验中心。提升认证机构业务水平，加快推动可再生能源产业信用体系建设，规范可再生能源发电装备市场秩序。推进认证结果国际互认，为我国可再生能源装备企业参与全球市场提供支持。

　　（六）提升可再生能源信息化管理水平

　　建设产业公共服务平台，全面实行可再生能源行业信息化管理，建立和完善全国可再生能源发电项目信息管理平台，全面、系统、及时、准确监测和发布可再生能源发电项目建设和运行信息，为可再生能源行业管理和政策决策提供支撑。充分运用大数据、“互联网+”等先进理念、技术和资源，建设项目全生命周期信息化管理体系，建设可再生能源发电实证系统、测试系统和数据中心，为产业提供全方位的数据和信息监测服务。 八、保障措施为落实可再生能源发展的主要任务，实现可再生能源发展目标，采取以下保障措施：

　　（一）建立可再生能源开发利用目标导向的管理体系

　　落实《可再生能源法》的要求，按照可再生能源发展规划目标，确定规划期内各地区一次能源消费总量中可再生能源消费比重指标，以及全社会电力消费量中可再生能源电力消费比重指标。抓紧研究有利于可再生能源大规模并网的电力运行机制及技术支撑方案，建立以可再生能源利用指标为导向的能源发展指标考核体系，完善国家及省级间协调机制，按年度分解落实，并对各省（区、市）、电网公司和发电企业可再生能源开发利用情况进行监测，及时向全社会发布并进行考核，以此作为衡量能源转型的基本标准以及推动能源生产和消费革命的重要措施。各级地方政府要按照国家规划要求，制定本地区可再生能源发展规划，并将主要目标和任务纳入地方国民经济和社会发展规划。

　　（二）贯彻落实可再生能源发电全额保障性收购制度

　　根据电力体制改革的总体部署，落实可再生能源全额保障性收购制度，按照《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》要求，严格执行国家明确的风电、光伏发电的年度保障小时数。加大改革创新力度，推进适应可再生能源特点的电力市场体制机制改革示范，逐步建立新型电力运行机制和电价形成机制，积极探索多部制电价机制。建立煤电调频调峰补偿机制，建立辅助服务市场，激励市场各方提供辅助服务，建立灵活的电力市场机制，实现与常规能源系统的深度融合。

　　（三）建立可再生能源绿色证书交易机制

　　根据非化石能源消费比重目标和可再生能源开发利用目标的要求，建立全国统一的可再生能源绿色证书交易机制，进一步完善新能源电力的补贴机制。通过设定燃煤发电机组及售电企业的非水电可再生能源配额指标，要求市场主

　　体通过购买绿色证书完成可再生能源配额义务，通过绿色证书市场化交易补偿新能源发电的环境效益和社会效益，逐步将现行差价补贴模式转变为定额补贴与绿色证书收入相结合的新型机制，同时与碳交易市场相对接，降低可再生能源电力的财政资金补贴强度，为最终取消财政资金补贴创造条件。

　　（四）加强可再生能源监管工作

　　贯彻落实国务院关于转变职能、简政放权的有关要求，确保权力与责任同步下放、调控与监管同步加强。强化规划、年度计划、部门规章规范性文件和国家标准的指导作用，充分发挥行业监管部门的监管和行业协会的自律作用，打造法规健全、监管闭合、运转高效的管理体制。完善行业信息监

　　测体系，健全产业风险预警防控体系和应急预案机制，完善考核惩罚机制。开展水电流域梯级联合调度运行和综合监测工作，进一步完善新能源项目信息管理，建立覆盖全产业链的信息管理体系，实行重大质量问题和事故报告制度。定期开展可再生能源消纳、补贴资金征收和发放、项目建设进度和工程质量、项目并网接入等专项监管工作。 九、投资估算和环境社会影响分析

　　（一）投资情况

　　到 2020 年，水电新增装机约 6000 万千瓦，新增投资约5000 亿元，新增风电装机约 8000 千瓦，新增投资约 7000 亿元，新增各类太阳能发电装机投资约 1 万亿元。加上生物质发电投资、太阳能热水器、沼气、地热能利用等，“十三五” 期间可再生能源新增投资约 2.5 万亿元。

　　（二）环境社会影响分析

　　可再生能源开发利用可替代大量化石能源消耗、减少温室气体和污染物排放、显著增加新的就业岗位，对环境和社会发展起到重要且积极作用。

　　水电、风电、太阳能发电、太阳能热利用在能源生产过程中不排放污染物和温室气体，而且可显著减少各类化石能源消耗，同时降低煤炭开采的生态破坏和燃煤发电的水资源消耗。农林生物质从生长到最终利用的全生命周期内不增加二氧化碳排放，生物质发电排放的二氧化硫、氮氧化物和烟尘等污染物也远少于燃煤发电。

　　2020 年，全国可再生能源年利用量折合 7.3 亿吨标准煤，其中商品化可再生能源利用量 5.8 亿吨标准煤。届时可再生能源年利用量相当于减少二氧化碳排放量约 14 亿吨，减少二氧化硫排放量约 1000 万吨，减少氮氧化物排放约 430 万吨，减少烟尘排放约 580 万吨，年节约用水约 38 亿立方米，环境效益显著。

可再生能源产业涉及领域广，可有力带动相关产业发展，可大幅增加新增就业岗位，也是实现脱贫攻坚的重要措施，对宏观经济发展产生积极影响，更是实现经济发展方式转变的重要推动力。2020 年，全国可再生能源部门就业人数超过 1300 万，其中“十三五”时期新增就业人数超过 300万。

 

2、《能源技术创新“十三五”规划》的通知

 

国家能源局关于印发

《能源技术创新“十三五”规划》的通知

各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委(能源局)、各有关中央企业：

　　为践行能源“四个革命、一个合作”的战略思想，贯彻能源发展规划总体要求，进一步推进能源技术革命，发挥科技创新在全面创新中的引领作用，国家能源局组织编制了《能源技术创新 “十三五”规划》，现印发你们，请认真组织实施。

　　附件：能源技术创新“十三五”规划（http://zfxxgk.nea.gov.cn/auto83/201701/P020170113571241558665.pdf）

国家能源局

 

3、关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见

发改能源[2016]392号

 

　　各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局、工业和信息化主管部门，各有关中央企业：

　　“互联网+”智慧能源（以下简称能源互联网）是一种互联网与能源生产、传输、存储、消费以及能源市场深度融合的能源产业发展新形态，具有设备智能、多能协同、信息对称、供需分散、系统扁平、交易开放等主要特征。在全球新一轮科技革命和产业变革中，互联网理念、先进信息技术与能源产业深度融合，正在推动能源互联网新技术、新模式和新业态的兴起。能源互联网是推动我国能源革命的重要战略支撑，对提高可再生能源比重，促进化石能源清洁高效利用，提升能源综合效率，推动能源市场开放和产业升级，形成新的经济增长点，提升能源国际合作水平具有重要意义。为推进能源互联网发展，根据《国务院关于积极推进“互联网+”行动的指导意见》（国发[2015]40号）的要求，提出如下意见。

　　一、总体要求

　　（一）指导思想

　　全面贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中全会精神，深入贯彻习近平总书记系列重要讲话精神，按照中央财经领导小组第六次会议和国家能源委员会第一次会议重大决策部署要求，适应和引领经济社会发展新常态，着眼能源产业全局和长远发展需求，以改革创新为核心，以“互联网+”为手段，以智能化为基础，紧紧围绕构建绿色低碳、安全高效的现代能源体系，促进能源和信息深度融合，推动能源互联网新技术、新模式和新业态发展，推动能源领域供给侧结构性改革，支撑和推进能源革命，为实现我国从能源大国向能源强国转变和经济提质增效升级奠定坚实基础。

　　（二）基本原则

　　基础开放，大众参与。发挥互联网在变革能源产业中的基础作用，推动能源基础设施合理开放，促进能源生产与消费融合，提升大众参与程度，加快形成以开放、共享为主要特征的能源产业发展新形态。

　　探索创新，示范先行。遵循“互联网+”应用发展规律，营造开放包容的创新环境，鼓励多元化的技术、机制及模式创新，因地制宜推进能源互联网新技术与新模式先行先试，形成万众创新良好氛围。

　　市场驱动，科学监管。发挥市场在资源配置中的决定性作用，驱动形成能源互联网发展新业态。适应新业态及大数据应用发展要求，完善能源与信息深度融合下的安全监管和市场监管机制，保障信息安全和市场参与者的合法权益。

　　深化改革，推动革命。适应能源互联网“三分技术、七分改革”的发展要求，深化能源体制机制改革，还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，推动能源消费、供给和技术革命。

　　（三）发展目标

　　能源互联网是一种能源产业发展新形态，相关技术、模式及业态均处于探索发展阶段。为促进能源互联网健康有序发展，近中期将分为两个阶段推进，先期开展试点示范，后续进行推广应用，确保取得实效。

　　2016-2018年，着力推进能源互联网试点示范工作：建成一批不同类型、不同规模的试点示范项目。攻克一批重大关键技术与核心装备，能源互联网技术达到国际先进水平。初步建立能源互联网市场机制和市场体系。初步建成能源互联网技术标准体系，形成一批重点技术规范和标准。催生一批能源金融、第三方综合能源服务等新兴业态。培育一批有竞争力的新兴市场主体。探索一批可持续、可推广的发展模式。积累一批重要的改革试点经验。

　　2019-2025年，着力推进能源互联网多元化、规模化发展：初步建成能源互联网产业体系，成为经济增长重要驱动力。建成较为完善的能源互联网市场机制和市场体系。形成较为完备的技术及标准体系并推动实现国际化，引领世界能源互联网发展。形成开放共享的能源互联网生态环境，能源综合效率明显改善，可再生能源比重显著提高，化石能源清洁高效利用取得积极进展，大众参与程度大幅提升，有力支撑能源生产和消费革命。

　　二、重点任务

　　加强能源互联网基础设施建设，建设能源生产消费的智能化体系、多能协同综合能源网络、与能源系统协同的信息通信基础设施。营造开放共享的能源互联网生态体系，建立新型能源市场交易体系和商业运营平台，发展分布式能源、储能和电动汽车应用、智慧用能和增值服务、绿色能源灵活交易、能源大数据服务应用等新模式和新业态。推动能源互联网关键技术攻关、核心设备研发和标准体系建设，促进能源互联网技术、标准和模式的国际应用与合作。

　　（一）推动建设智能化能源生产消费基础设施

　　1.推动可再生能源生产智能化。

　　鼓励建设智能风电场、智能光伏电站等设施及基于互联网的智慧运行云平台，实现可再生能源的智能化生产。鼓励用户侧建设冷热电三联供、热泵、工业余热余压利用等综合能源利用基础设施，推动分布式可再生能源与天然气分布式能源协同发展，提高分布式可再生能源综合利用水平。促进可再生能源与化石能源协同生产，推动对散烧煤等低效化石能源的清洁替代。建设可再生能源参与市场的计量、交易、结算等接入设施与支持系统。

　　2.推进化石能源生产清洁高效智能化。

　　鼓励煤、油、气开采、加工及利用全链条智能化改造，实现化石能源绿色、清洁和高效生产。鼓励建设与化石能源配套的电采暖、储热等调节设施，鼓励发展天然气分布式能源，增强供能灵活性、柔性化，实现化石能源高效梯级利用与深度调峰。加快化石能源生产监测、管理和调度体系的网络化改造，建设市场导向的生产计划决策平台与智能化信息管理系统，完善化石能源的污染物排放监测体系，以互联网手段促进化石能源供需高效匹配、运营集约高效。

　　3.推动集中式与分布式储能协同发展。

　　开发储电、储热、储冷、清洁燃料存储等多类型、大容量、低成本、高效率、长寿命储能产品及系统。推动在集中式新能源发电基地配置适当规模的储能电站，实现储能系统与新能源、电网的协调优化运行。推动建设小区、楼宇、家庭应用场景下的分布式储能设备，实现储能设备的混合配置、高效管理、友好并网。

　　4.加快推进能源消费智能化。

　　鼓励建设以智能终端和能源灵活交易为主要特征的智能家居、智能楼宇、智能小区和智能工厂，支撑智慧城市建设。加强电力需求侧管理，普及智能化用能监测和诊断技术，加快工业企业能源管理中心建设，建设基于互联网的信息化服务平台。构建以多能融合、开放共享、双向通信和智能调控为特征，各类用能终端灵活融入的微平衡系统。建设家庭、园区、区域不同层次的用能主体参与能源市场的接入设施和信息服务平台。

　　（二）加强多能协同综合能源网络建设

　　1.推进综合能源网络基础设施建设。

　　建设以智能电网为基础，与热力管网、天然气管网、交通网络等多种类型网络互联互通，多种能源形态协同转化、集中式与分布式能源协调运行的综合能源网络。加强统筹规划，在新城区、新园区以及大气污染严重的重点区域率先布局，确保综合能源网络结构合理、运行高效。建设高灵活性的柔性能源网络，保证能源传输的灵活可控和安全稳定。建设接纳高比例可再生能源、促进灵活互动用能行为和支持分布式能源交易的综合能源微网。

　　2.促进能源接入转化与协同调控设施建设。

　　推动不同能源网络接口设施的标准化、模块化建设，支持各种能源生产、消费设施的“即插即用”与“双向传输”，大幅提升可再生能源、分布式能源及多元化负荷的接纳能力。推动支撑电、冷、热、气、氢等多种能源形态灵活转化、高效存储、智能协同的基础设施建设。建设覆盖电网、气网、热网等智能网络的协同控制基础设施。

　　（三）推动能源与信息通信基础设施深度融合

　　1.促进智能终端及接入设施的普及应用。

　　发展能源互联网的智能终端高级量测系统及其配套设备，实现电能、热力、制冷等能源消费的实时计量、信息交互与主动控制。丰富智能终端高级量测系统的实施功能，促进水、气、热、电的远程自动集采集抄，实现多表合一。规范智能终端高级量测系统的组网结构与信息接口,实现和用户之间安全、可靠、快速的双向通信。

　　2.加强支撑能源互联网的信息通信设施建设。

　　优化能源网络中传感、信息、通信、控制等元件的布局，与能源网络各种设施实现高效配置。推进能源网络与物联网之间信息设施的连接与深度融合。对电网、气网、热网等能源网络及其信息架构、存储单元等基础设施进行协同建设，实现基础设施的共享复用，避免重复建设。推进电力光纤到户工程，完善能源互联网信息通信系统。在充分利用现有信息通信设施基础上，推进电力通信网等能源互联网信息通信设施建设。

　　3.推进信息系统与物理系统的高效集成与智能化调控。

　　推进信息系统与物理系统在量测、计算、控制等多功能环节上的高效集成，实现能源互联网的实时感知和信息反馈。建设信息系统与物理系统相融合的智能化调控体系，以“集中调控、分布自治、远程协作”为特征，实现能源互联网的快速响应与精确控制。

　　4.加强信息通信安全保障能力建设。

　　加强能源信息通信系统的安全基础设施建设，根据信息重要程度、通信方式和服务对象的不同，科学配置安全策略。依托先进密码、身份认证、加密通信等技术，建设能源互联网下的用户、数据、设备与网络之间信息传递、保存、分发的信息通信安全保障体系,确保能源互联网安全可靠运行。提升能源互联网网络和信息安全事件监测、预警和应急处置能力。

　　（四）营造开放共享的能源互联网生态体系

　　1.构建能源互联网的开放共享体系。

　　充分利用互联网领域的快速迭代创新能力，建立面向多种应用和服务场景下能源系统互联互通的开放接口、网络协议和应用支撑平台，支持海量和多种形式的供能与用能设备的快速、便捷接入。从局部区域着手，推动能源网络分层分区互联和能源资源的全局管理，支持终端用户实现基于互联网平台的平等参与和能量共享。

　　2.建设能源互联网的市场交易体系。

　　建立多方参与、平等开放、充分竞争的能源市场交易体系，还原能源商品属性。培育售电商、综合能源运营商和第三方增值服务供应商等新型市场主体。逐步建设以能量、辅助服务、新能源配额、虚拟能源货币等为标的物的多元交易体系。分层构建能量的批发交易市场与零售交易市场，基于互联网构建能量交易电子商务平台，鼓励交易平台间的竞争，实现随时随地、灵活对等的能源共享与交易。建立基于互联网的微平衡市场交易体系，鼓励个人、家庭、分布式能源等小微用户灵活自主地参与能源市场。

　　3.促进能源互联网的商业模式创新。

　　搭建能源及能源衍生品的价值流转体系，支持能源资源、设备、服务、应用的资本化、证券化，为基于“互联网+”的B2B、B2C、C2B、C2C、O2O等多种形态的商业模式创新提供平台。促进能源领域跨行业的信息共享与业务交融，培育能源云服务、虚拟能源货币等新型商业模式。鼓励面向分布式能源的众筹、PPP等灵活的投融资手段，促进能源的就地采集与高效利用。开展能源互联网基础设施的金融租赁业务，建立租赁物与二手设备的流通市场，发展售后回租、利润共享等新型商业模式。提供差异化的能源商品，并为灵活用能、辅助服务、能效管理、节能服务等新业务提供增值服务。

　　4.建立能源互联网国际合作机制。

　　配合国家“一带一路”建设，建立健全开放共享的能源互联网国际合作机制，加强与周边国家能源基础设施的互联互通，推动国内能源互联网先进技术、装备、标准和模式“走出去”。

　　（五）发展储能和电动汽车应用新模式

　　1.发展储能网络化管理运营模式。

　　鼓励整合小区、楼宇、家庭应用场景下的储电、储热、储冷、清洁燃料存储等多类型的分布式储能设备及社会上其他分散、冗余、性能受限的储能电池、不间断电源、电动汽车充放电桩等储能设施，建设储能设施数据库，将存量的分布式储能设备通过互联网进行管控和运营。推动电动汽车废旧动力电池在储能电站等储能系统实现梯次利用。构建储能云平台，实现对储能设备的模块化设计、标准化接入、梯次化利用与网络化管理，支持能量的自由灵活交易。推动储能提供能源租赁、紧急备用、调峰调频等增值服务。

　　2.发展车网协同的智能充放电模式。

　　鼓励充换电设施运营商、电动汽车企业等，集成电网、车企、交通、气象、安全等各种数据，建设基于电网、储能、分布式用电等元素的新能源汽车运营云平台。促进电动汽车与智能电网间能量和信息的双向互动，应用电池能量信息化和互联网化技术，探索无线充电、移动充电、充放电智能导引等新运营模式。积极开展电动汽车智能充放电业务，探索电动汽车利用互联网平台参与能源直接交易、电力需求响应等新模式。

　　3.发展新能源+电动汽车运行新模式。

　　充分利用风能、太阳能等可再生能源资源，在城市、景区、高速公路等区域因地制宜建设新能源充放电站等基础设施，提供电动汽车充放电、换电等业务，实现电动汽车与新能源的协同优化运行。

　　（六）发展智慧用能新模式

　　1.培育用户侧智慧用能新模式。

　　完善基于互联网的智慧用能交易平台建设。建设面向智能家居、智能楼宇、智能小区、智能工厂的能源综合服务中心，实现多种能源的智能定制、主动推送和资源优化组合。鼓励企业、居民用户与分布式资源、电力负荷资源、储能资源之间通过微平衡市场进行局部自主交易，通过实时交易引导能源的生产消费行为，实现分布式能源生产、消费一体化。

　　2.构建用户自主的能源服务新模式。

　　逐步培育虚拟电厂、负荷集成商等新型市场主体，增加灵活性资源供应。鼓励用户自主提供能量响应、调频、调峰等灵活的能源服务，以互联网平台为依托进行动态、实时的交易。进一步完善相关市场机制，兼容用户以直接、间接等多种方式自主参与灵活性资源市场交易的渠道。建立合理的灵活性资源补偿定价机制，保障灵活性资源投资拥有合理的收益回报。

　　3.拓展智慧用能增值服务新模式。

　　鼓励提供更多差异化的能源商品和服务方案。搭建用户能效监测平台并实现数据的互联共享，提供个性化的能效管理与节能服务。基于互联网平台，提供面向用户终端设施的能量托管、交易委托等增值服务。拓展第三方信用评价，鼓励能源企业或专业数据服务企业拓展独立的能源大数据信息服务。

　　（七）培育绿色能源灵活交易市场模式

　　1.建设基于互联网的绿色能源灵活交易平台。

　　建设基于互联网的绿色能源灵活交易平台，支持风电、光伏、水电等绿色低碳能源与电力用户之间实现直接交易。挖掘绿色能源的环保效益，打造相应的能源衍生品，面向不同用户群体提供差异化的绿色能源套餐。培育第三方运维、点对点能源服务等绿色能源生产、消费和交易新业态。

　　2.构建可再生能源实时补贴机制。

　　建立基于互联网平台的分布式可再生能源实时补贴结算机制，实现补贴的计量、认证和结算与可再生能源生产交易实时挂钩。进一步探索将大规模的风电场、光伏电站等纳入基于互联网平台的实时补贴范围。

　　3.发展绿色能源的证书交易体系。

　　探索建立与绿色能源生产和交易实时挂钩的绿色证书生成和认证机制，推进绿色证书交易体系与现行排污权交易体系相融合，并通过合理的机制，将绿色证书交易作为碳排放权交易的有益补充。推动建立绿色能源生产强制配额制度，实现基于互联网平台的绿色证书交易与结算。推动绿色证书的证券化、金融化交易。

　　（八）发展能源大数据服务应用

　　1.实现能源大数据的集成和安全共享。

　　实施能源领域的国家大数据战略，积极拓展能源大数据的采集范围，逐步覆盖电、煤、油、气等能源领域及气象、经济、交通等其他领域。实现多领域能源大数据的集成融合。建设国家能源大数据中心，逐渐实现与相关市场主体的数据集成和共享。在安全、公平的基础上，以有效监管为前提，打通政府部门、企事业单位之间的数据壁垒，促进各类数据资源整合，提升能源统计、分析、预测等业务的时效性和准确度。

　　2.创新能源大数据的业务服务体系。

　　促进基于能源大数据的创新创业，开展面向能源生产、流通、消费等环节的新业务应用与增值服务。鼓励能源生产、服务企业和第三方企业投资建设面向风电、光伏等能源大数据运营平台，为能源资源评估、选址优化等业务提供专业化服务。鼓励发展基于能源大数据的信息挖掘与智能预测业务，对能源设备的运行管理进行精准调度、故障诊断和状态检修。鼓励发展基于能源大数据的温室气体排放相关专业化服务。鼓励开展面向能源终端用户的用能大数据信息服务，对用能行为进行实时感知与动态分析，实现远程、友好、互动的智能用能控制。

　　3.建立基于能源大数据的行业管理与监管体系。

　　探索建立基于能源大数据技术，精确需求导向的能源规划新模式，推动多能协同的综合规划模式，提升政府对能源重大基础设施规划的科学决策水平，推进简政放权和能源体制机制持续创新。推动基于能源互联网的能源监管模式创新，发挥能源大数据技术在能源监管中的基础性作用，建立覆盖能源生产、流通、消费全链条，透明高效的现代能源监督管理网络体系，提升能源监管的效率和效益。建设基于互联网、分级分层的能源统计、分析与预测预警平台，指导监督能源消费总量控制。

　　（九）推动能源互联网的关键技术攻关

　　1.支持能源互联网的核心设备研发。

　　研制提供能量汇聚、灵活分配、精准控制、无差别化接入等功能的新型设备，为能源互联网设施自下而上的自治组网、分散式网络化协同控制提供硬件支撑。支持直流电网、先进储能、能源转换、需求侧管理等关键技术、产品及设备的研发和应用。推广港口气化、港口岸电等清洁替代技术。加强能源互联网技术装备研发的国际化合作。

　　2.支持信息物理系统关键技术研发。

　　研究低成本、高性能的集成通信技术。研究信息物理系统中面向量测、电价、控制、服务等多种信息类型、安全可靠的信息编码、加密、检验和通信技术。研究信息物理系统中能源流和信息流高效融合的调度管理与协同控制等关键技术。研究信息-能量耦合的统一建模与安全分析关键技术。

　　3.支持系统运营交易关键技术研发。

　　研究多能融合能源系统的建模、分析与优化技术。研究集中式与分布式协同计算、控制、调度与自愈技术。研发支持多元交易主体、多元能源商品和复杂交易类型的能源电商平台。研究支持分布式、并发式交互响应的实时交易，互联网虚拟能源货币认证，互联网虚拟能源货币的定价、流通、交易与结算等关键技术。探索软件定义能源网络技术。

　　（十）建设国际领先的能源互联网标准体系

　　1.制定能源互联网通用技术标准。

　　研究建立能源互联网标准体系。优先制定能源互联网的通用标准、与智慧城市和中国制造2025等相协调的跨行业公用标准和重要技术标准，包括能源互联网的能源转换类标准、设备类标准、信息交换类标准、安全防护类标准、能源交易类标准、计量采集类标准、监管类标准等。推动建立能源互联网相关国际标准化技术委员会，努力争取核心标准成为国际标准。

　　2.建设能源互联网质量认证体系。

　　建立全面、先进、涵盖相关产业的产品检测与质量认证平台。建立国家能源互联网质量认证平台检测数据共享机制。建立国家能源互联网产品检测与质量认证平台及网络。鼓励建设能源互联网企业与产品数据库，定期发布测试数据。建立健全检测方法和评价体系，引导产业健康发展。

　　三、组织实施

　　（一）加强组织领导

　　在“互联网+”行动实施部际联席会议机制下，国家能源局会同国家发展改革委、工业和信息化部等有关部门设立“互联网+”智慧能源专项协调机制，统筹协调解决重大问题，及时总结推广成功经验和有效做法，切实推动行动的贯彻落实。加强能源互联网技术创新平台建设，依托企业、科研机构、高校，组建国家能源互联网技术创新中心和重点实验室。建立跨领域、跨行业的能源互联网专业咨询委员会，为政府决策提供重要支撑。各地发展改革（能源）、工业和信息化主管部门应结合实际，牵头研究制定适合本地的能源互联网行动落实方案，因地制宜，统筹谋划，科学组织实施，杜绝盲目建设和重复投资，务实有序推进能源互联网行动。

　　（二）完善政策法规

　　建立健全相关法律法规，保障能源互联网健康有序发展。正在制修订过程中的能源法、电力法等法律法规应适应能源互联网新模式、新业态发展需求。加强电力与油气体制改革、其他资源环境价格改革、以及碳交易、用能权交易等市场机制与能源互联网发展的协同对接。积极开展能源互联网创新政策试点，破除地区配额、地方保护、互联互通、数据共享、交易机制等方面的政策壁垒，研究制定适应能源互联网新模式、新业态发展特点的价格、税收、保险等相关政策法规。加强能源互联网技术、产品和模式等的知识产权管理与保护。加强能源互联网信息安全政策法规及标准体系建设。

　　（三）推动市场改革

　　发挥市场在资源配置中的决定性作用，推动建立公平竞争、开放有序的能源市场交易体系。建立健全能源市场的准入制度，鼓励第三方资本、小微型企业等新兴市场主体参与市场，促进各类所有制企业的平等、协同发展。加快电力、油气行业市场体系建设，建立市场化交易机制和价格形成机制，使价格信号能从时间、空间上反映实际成本和供需状况，有效引导供需。允许市场主体自主协商或通过交易平台集中竞价等多种方式开展能源商品及灵活性资源等能源衍生品服务交易，最大限度地激发市场活力。

　　（四）开展试点示范

　　围绕现代互联网技术与能源系统的全面深度融合，鼓励具备条件的地区、部门和企业，因地、因业制宜地开展各类能源互联网应用试点示范，在技术创新、运营模式、发展业态和体制机制等方面深入探索，先行先试，总结积累可推广的成功经验，为能源互联网的健康有序发展奠定坚实基础。

　　（五）创新产业扶持

　　将能源互联网纳入重大工程包，加大中央、地方预算内资金投入力度，引导更多社会资本进入，分步骤组织实施能源互联网重大示范工程。充分发挥国家科技计划和相关专项作用，支持开展能源互联网基础、共性和关键技术研发。依靠金融创新探索企业和项目融资、收益分配和风险补偿机制，降低能源互联网发展准入门槛和风险。支持符合条件的能源互联网项目实施主体通过发行债券、股权交易、众筹、PPP等方式进行融资。积极发挥基金、融资租赁、担保等金融机构优势，引导更多的社会资本投向能源互联网产业。

　　（六）共享数据资源

　　开展能源公共数据分级利用改革试点，研究制定能源数据使用管理和交易共享规范。从国家安全、系统安全和用户信息安全需求出发，推进能源信息的分级分类。加强能源大数据采集、传输、存储、处理和共享全过程的安全监管。加强能源互联网信息基础设施共建共享，建立贯穿能源全产业链的信息公共服务网络和数据库，加强上下游企业能源信息对接、共享共用和交易服务。鼓励互联网企业与能源企业合作挖掘能源大数据商业价值，促进能源互联网的应用创新。

　　（七）强化创新基础

　　推动成立能源互联网创新产业联盟，配合有关政府部门严格能源互联网产品准入管理，开展标准、检测和认证相关工作。引进和培育一批领军型、复合型、专业型人才，形成支持能源互联网建设的智力保障体系。吸引能源互联网领域国际人才在我国创业创新和从事教学科研等活动。创新人才培养模式，建立健全多层次、跨学科的能源互联网人才培养体系。在高校探索设立能源互联网相关专业或培养项目，大力培养跨界复合型人才。

　　（八）加强宣传引导

　　各有关部门、企业和新闻媒体要通过多种形式加强对能源互联网政策机制、发展动态、先进技术、示范项目、新兴业态等的宣传，让社会各界全面了解能源互联网，扩大示范带动效应，吸引更多社会资本参与能源互联网的研究建设与创新发展，形成广泛、活跃、持续的能源互联网发展氛围，为能源互联网新技术、新商业模式和新业态孕育兴起提供良好的舆论环境。

　　国家发展改革委

　　国 家 能 源 局

　　工业和信息化部

2016年2月24日

 

4、能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）

　　第一部分，能源科技发展形势：我国能源技术战略需求提到我国能源利用效率总体处于较低水平，这要求通过能源技术创新，提高用能设备设施的效率，增强储能调峰的灵活性和经济性，推进能源技术与信息技术的深度融合，加强整个能源系统的优化集成，实现各种能源资源的最优配置，构建一体化、智能化的能源技术体系。要重点发展分布式能源、电力储能、工业节能、建筑节能、交通节能、智能电网、能源互联网等技术

　　重点任务中，提到：先进储能技术创新。研究太阳能光热高效利用高温储热技术、分布式能源系统大容量储热（冷）技术，研究面向电网调峰提效、区域供能应用的物理储能技术，研究面向可再生能源并网、分布式及微电网、电动汽车应用的储能技术，掌握储能技术各环节的关键核心技术，完成示范验证，整体技术达到国际领先水平，引领国际储能技术与产业发展。积极探索研究高储能密度低保温成本储能技术、新概念储能技术（液体电池、镁基电池等）、基于超导磁和电化学的多功能全新混合储能技术，争取实现重大突破。

　　先进储能技术创新

　　（一）战略方向

　　1.储热/储冷。重点在太阳能光热的高效利用、分布式能源系统大容量储热（冷）等方面开展研发与攻关。

　　2.物理储能。重点在电网调峰提效、区域供能的物理储能应用等方面开展研发与攻关。

　　3.化学储能。重点在可再生能源并网、分布式及微电网、电动汽车的化学储能应用等方面开展研发与攻关。

　　(二)创新目标

　　1.2020年目标。突破高温储热的材料筛选与装置设计技术、压缩空气储能的核心部件设计制造技术，突破化学储电的各种新材料制备、储能系统集成和能量管理等核心关键技术。示范推广10MW/100MWh超临界压缩空气储能系统、1MW/1000MJ飞轮储能阵列机组、100MW级全钒液流电池储能系统、10MW级钠硫电池储能系统和100MW级锂离子电池储能系统等一批趋于成熟的储能技术。

　　2.2030年目标。全面掌握战略方向重点布局的先进储能技术，实现不同规模的示范验证，同时形成相对完整的储能技术标准体系，建立比较完善的储能技术产业链，实现绝大部分储能技术在其适用领域的全面推广，整体技术赶超国际先进水平。

　　3.2050年展望。积极探索新材料、新方法，实现具有优势的先进储能技术储备，并在高储能密度低保温成本热化学储热技术、新概念电化学储能技术（液体电池、镁基电池等）、基于超导磁和电化学的多功能全新混合储能技术等实现重大突破，力争完全掌握材料、装置与系统等各环节的核心技术。全面建成储能技术体系，整体达到国际领先水平，引领国际储能技术与产业发展。

　　（三）创新行动

　　1.储热/储冷技术。研究高温（≥500°C）储热技术，开发高热导、高热容的耐高温混凝土、陶瓷、熔盐、复合储热材料的制备工艺与方法；研究高温储热材料的抗热冲击性能及机械性能间关系，探究高温热循环动态条件下材料性能演变规律；研究10MWh级以上高温储热单元优化设计技术。开展10~100MWh级示范工程，示范验证10~100MWh级面向分布式供能的储热（冷）系统和10MW级以上太阳能光热电站用高温储热系统；开发储热（冷）装置的模块化设计技术，研究大容量系统优化集成技术、基于热（冷）的动态热管理技术。研究热化学储热等前瞻性储热技术，探索高储热密度、低成本、循环特性良好的新型材料配对机制；突破热化学储热装置循环特性、传热特性的强化技术；创新热化学储热系统的能量管理技术。

　　2.新型压缩空气储能技术。突破10MW/100MWh和100MW/800MWh的超临界压缩空气储能系统中宽负荷压缩机和多级高负荷透平膨胀机、紧凑式蓄热(冷)换热器等核心部件的流动、结构与强度设计技术；研究这些核心部件的模块化制造技术、标准化与系列化技术。突破大规模先进恒压压缩空气储能系统、太阳能热源压缩空气储能系统、利用LNG冷能压缩空气储能系统等新型系统的优化集成技术与动态能量管理技术；突破压缩空气储能系统集成及其与电力系统的耦合控制技术；建设工程示范，研究示范系统调试与性能综合测试评价技术；研发储能系统产业化技术并推广应用。

　　3.飞轮储能技术。发展10MW/1000MJ飞轮储能单机及阵列装备制造技术。突破大型飞轮电机轴系、重型磁悬浮轴承、大容量微损耗运行控制器以及大功率高效电机制造技术；突破飞轮储能单机集成设计、阵列系统设计集成技术；研究飞轮单机总装、飞轮储能阵列安装调试技术；研究飞轮储能系统应用运行技术、检测技术、安全防护技术；研究飞轮储能核心部件专用生产设备、总装设备、调试设备技术和批量生产技术。研究大容量飞轮储能系统在不同电力系统中的耦合规律、控制策略；探索飞轮储能在电能质量调控、独立能源系统调节以及新能源发电功率调控等领域中的经济应用模式；建设大型飞轮储能系统在新能源的应用示范。

　　4.高温超导储能技术。探索高温超导储能系统的设计新型原理，突破2.5MW/5MJ以上高温超导储能磁体设计技术；研究高温超导储能系统的功率调节系统PCS的设计、控制策略、调制及制造技术；研究高温超导储能低温高压绝缘结构、低温绝缘材料和制冷系统设计技术；研究高性能在线监控技术、实时快速测量和在线检测控制技术。布局基于超导磁和电化学及其它大规模物理储能的多功能全新混合储能技术，重点突破混合储能系统的控制技术及多时间尺度下的能量匹配技术。开发大型高温超导储能装置及挂网示范运行。

　　5.大容量超级电容储能技术。开发新型电极材料、电解质材料及超级电容器新体系。开展高性能石墨烯及其复合材料的宏量制备，探索材料结构与性能的作用关系；开发基于钠离子的新型超级电容器体系。研究高能量混合型超级电容器正负电极制备工艺、正负极容量匹配技术；研发能量密度30Wh/kg、功率密度5000W/kg的长循环寿命超级电容器单体技术。研究超级电容器模块化技术，突破大容量超级电容器串并联成组技术。研究10MW级超级电容器储能装置系统集成关键技术，突破大容量超级电容器应用于制动能量回收、电力系统稳定控制和电能质量改善等的设计与集成技术。

　　6.电池储能技术。突破高安全性、低成本、长寿命的固态锂电池技术，以及能量密度达到300Wh/kg的锂硫电池技术、低温化钠硫储能电池技术；研究比能量>55Wh/kg，循环寿命>5000次（80%DOD）的铅炭储能电池技术；研究总体能量效率≥70%的锌镍单液流电池技术；研究储能电池的先进能量管理技术、电池封装技术、电池中稀有材料及非环保材料的替代技术。研究适用于100kW级高性能动力电池的储能技术，建设100MW级全钒液流电池、钠硫电池、锂离子电池的储能系统，完善电池储能系统动态监控技术。突破液态金属电池关键技术，开展MW级液态金属电池储能系统的示范应用。布局以钠离子电池、氟离子电池、氯离子电池、镁基电池等为代表的新概念电池技术，创新电池材料、突破电池集成与管理技术。

能源技术革命重点创新行动路线图（储能部分）

 

原文篇幅太大，本文不全文列举，详情请登陆能源局网站查看：

http://www.ndrc.gov.cn/gzdt/201606/W020160601321860444534.pdf

 

 

5、关于在能源领域积极推广政府和社会资本合作模式的通知

　　

　　

　　国家能源局关于在能源领域积极推广

　　政府和社会资本合作模式的通知

各省（区、市）、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）：

　　为贯彻落实《国务院关于创新重点领域投融资机制鼓励社会投资的指导意见》（国发〔2014〕60号）和《国务院办公厅转发财政部发展改革委人民银行关于在公共服务领域推广政府和社会资本合作模式指导意见的通知》（国办发〔2015〕42号），鼓励和引导社会资本投资能源领域，现就在能源领域积极推广政府和社会资本合作模式（Public-Private Partnership，PPP）的有关事宜通知如下：

　　一、重要意义

　　在能源领域推广政府和社会资本合作，有利于打破社会资本进入能源基础设施和公共服务领域不合理限制，引入社会资本创新机制，提高供给效率；有利于理顺政府与市场关系，深化行政体制改革，切实转变政府职能，充分发挥市场配置资源的决定性作用；有利于改善地区能源公共服务水平，让人民群众更多享受到能源改革和发展的成果。

　　二、总体要求

　　（一）总体目标

　　通过运用政府和社会资本合作模式，改革创新能源领域公共服务供给机制，拓宽投融资渠道，充分调动社会资本参与能源领域项目建设的积极性，有效提高能源领域公共服务水平，满足人民群众对能源安全、可靠、清洁供应的要求。

　　（二）基本原则

　　鼓励进入。积极丰富PPP能源项目储备，加大项目发起力度，积极营造舆论氛围，充分调动社会资本参与能源领域项目建设的积极性。

　　政策扶持。积极协调有关部门完善能源领域PPP项目土地使用、税收优惠、价格调整、信贷扶持等机制，创造良好政策环境。

　　优化服务。在项目审批、政策资金申请、国家现有财政政策落实等方面主动作为、优化服务，保障符合条件的PPP能源项目顺利开展。

　　惠及民生。加强监管，将政府的政策目标、社会目标和社会资本的运营效率、技术进步有机结合，促进社会资本竞争和创新，确保公共利益最大化。

　　三、适用范围

　　各级能源主管部门在能源领域推广政府和社会资本合作模式，应做好项目前期调研，依法组织项目实施、按照约定履行协议、严格绩效监管等工作。

　　能源领域推广PPP主要适用于政府负有提供责任又适宜市场化运作的公共服务、基础设施类项目。能源领域推广PPP的范围包括但不局限于下列项目：

　　电力及新能源类项目：供电/城市配电网建设改造、农村电网改造升级、资产界面清晰的输电项目、充电基础设施建设运营、分布式能源发电项目、微电网建设改造、智能电网项目、储能项目、光伏扶贫项目、水电站项目、热电联产、电能替代项目、核电设备研制与服务领域等。

　　石油和天然气类项目：油气管网主干/支线、城市配气管网和城市储气设施、液化天然气（LNG）接收站、石油和天然气储备设施等。

　　煤炭类项目：煤层气输气管网、压缩/液化站、储气库、瓦斯发电等。

　　四、丰富项目储备

　　各级能源主管部门要按照项目合理布局、政府投资有效配置的原则，认真梳理、科学甄别，积极从符合能源规划和产业政策的新建、改建项目或存量公共资产中筛选适合PPP模式的潜在项目，纳入国家发展改革委全国PPP项目库，并与财政部PPP综合信息平台做好对接。不断探索拓宽能源PPP项目范围，及时丰富项目储备，并定期在网上更新发布。

　　五、规范有序推进项目

　　各级能源主管部门应根据国家发展改革委、财政部关于PPP工作的相关管理办法组织项目实施。对需要实施特许经营的项目，应按照《基础设施和公用事业特许经营管理办法》（国家发展改革委25号令）执行，规范有序地推进能源领域PPP项目。应从PPP项目储备库中，选择条件成熟的能源建设项目作为备选项目，委托招标机构拟定招标文书，采取公开招投标、竞争性谈判、竞争性磋商等方式，确定项目承担单位。

　　六、政策保障措施

　　（一）简化PPP项目审批

　　在能源PPP项目审批方面建立绿色通道。加快项目审批，简化审核内容，优化办理流程，缩短办理时限。涉及规划、国土、环保等审批事项的，应积极推动相关部门建立PPP项目联审机制。加快开通项目审批网上平台，公开项目全流程审批信息，进一步提高行政服务效率。

　　（二）推进能源价格改革

　　根据《中共中央 国务院关于推进价格机制改革的若干意见》（中发〔2015〕28号）精神，到2017年，基本放开竞争性领域和环节价格。尽快全面理顺天然气价格，加快放开天然气气源和销售价格，有序放开上网电价和公益性以外的销售电价，建立主要由市场决定能源价格的机制，为社会资本投资能源领域创造有利条件。

　　（三）探索创新财政补贴机制

　　对可再生能源及分布式光伏发电、天然气分布式能源及供热、农村电网改造升级、光伏扶贫、页岩气开发、煤层气抽采利用等PPP项目，符合财政投资补贴条件的，各级能源主管部门应积极探索机制创新和政策创新，鼓励财政补贴向上述PPP项目倾斜。

　　（四）加强金融合作

　　各级能源主管部门应积极主动帮助项目承担单位与各级PPP融资支持基金进行对接，提高项目融资的可获得性。加强与银行等金融机构的沟通合作，加大对能源领域PPP项目的信贷支持力度。

　　（五）适时开展第三方评估

　　充分发挥工商联联系民营企业的作用。推进能源领域政府和社会资本合作，要充分听取工商联和民营企业的意见和建议。根据项目进展情况，可委托工商联等第三方中介机构对能源领域PPP项目开展实施评估。

　　七、示范推广和总结提高

　　做好能源领域PPP项目是一件新生事物。各级能源主管部门要积极探索、大胆尝试，鼓励社会资本投资能源PPP项目。对项目实施过程中遇到的难点和问题，要积极研究和协调解决。国家能源局将及时总结各地探索的经验，选择好的做法在全国示范推广，不断创新和提高能源领域政府和社会资本的合作水平。

　　

　　国家能源局

2016年3月31日

 

6、关于推进电能替代的指导意见

发改能源[2016]1054号

　　各省（自治区、直辖市）、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局、财政厅、环保厅、住房城乡建设厅、经信委（工信委、工信厅）、交通运输厅（局、委），国家能源局各派出机构、民航各地区管理局，国家电网公司、南方电网公司：

　　为贯彻落实中央财经领导小组第六次会议、《国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知》（国发[2013]37号）、《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》（国办发[2014]31号）相关部署，现就推进电能替代提出以下意见：

　　一、充分认识推进电能替代的重要意义

　　电能替代是在终端能源消费环节，使用电能替代散烧煤、燃油的能源消费方式，如电采暖、地能热泵、工业电锅炉（窑炉）、农业电排灌、电动汽车、靠港船舶使用岸电、机场桥载设备、电蓄能调峰等。当前，我国电煤比重与电气化水平偏低，大量的散烧煤与燃油消费是造成严重雾霾的主要因素之一。电能具有清洁、安全、便捷等优势，实施电能替代对于推动能源消费革命、落实国家能源战略、促进能源清洁化发展意义重大，是提高电煤比重、控制煤炭消费总量、减少大气污染的重要举措。稳步推进电能替代，有利于构建层次更高、范围更广的新型电力消费市场，扩大电力消费，提升我国电气化水平，提高人民群众生活质量。同时，带动相关设备制造行业发展，拓展新的经济增长点。

　　二、总体要求

　　（一）指导思想

　　贯彻中央财经领导小组第六次会议精神，促进能源消费革命，落实能源发展战略行动计划及大气污染防治行动计划，以提高电能占终端能源消费比重、提高电煤占煤炭消费比重、提高可再生能源占电力消费比重、降低大气污染物排放为目标，根据不同电能替代方式的技术经济特点，因地制宜，分步实施，逐步扩大电能替代范围，形成清洁、安全、智能的新型能源消费方式。

　　（二）基本原则

　　坚持改革创新。结合电力体制改革，完善电力市场化交易机制，还原电力商品属性。创新电能替代技术路线，加快电能替代关键设备研发，促进技术装备能效水平显著提升，应用范围进一步扩大。

　　坚持规划引领。统筹能源资源开发利用、大气污染防治和经济社会可持续发展，合理规划电能替代，引导电能替代健康发展。科学制定电力发展规划，主要通过可再生能源和现有火电满足电能替代新增电量需求。

　　坚持市场运作。鼓励社会资本投入，探索多方共赢的市场化项目运作模式。引导社会力量积极参与电能替代技术、业态和运营等创新，发挥市场在资源配置中的决定性作用。

　　坚持有序推进。结合各地区生态环境达标要求、能源消费结构和用能需求特性等，因地制宜、稳步有序地推进经济性好、节能减排效益佳的电能替代示范试点项目，带动推广实施电能替代。

　　（三）总体目标

　　完善电能替代配套政策体系，建立规范有序的运营监管机制，形成节能环保、便捷高效、技术可行、广泛应用的新型电力消费市场。2016—2020年，实现能源终端消费环节电能替代散烧煤、燃油消费总量约1.3亿吨标煤，带动电煤占煤炭消费比重提高约1.9%，带动电能占终端能源消费比重提高约1.5%，促进电能占终端能源消费比重达到约27%。

　　三、重点任务

　　电能替代方式多样，涉及居民采暖、工业与农业生产、交通运输、电力供应与消费等众多领域，以分布式应用为主。应综合考虑地区潜力空间、节能环保效益、财政支持能力、电力体制改革和电力市场交易等因素，根据替代方式的技术经济特点，因地制宜，分类推进。

　　（一）居民采暖领域

　　在存在采暖刚性需求的北方地区和有采暖需求的长江沿线地区，重点对燃气（热力）管网覆盖范围以外的学校、商场、办公楼等热负荷不连续的公共建筑，大力推广碳晶、石墨烯发热器件、发热电缆、电热膜等分散电采暖替代燃煤采暖。

　　在燃气（热力）管网无法达到的老旧城区、城乡结合部或生态要求较高区域的居民住宅，推广蓄热式电锅炉、热泵、分散电采暖。

　　在农村地区，以京津冀及周边地区为重点，逐步推进散煤清洁化替代工作，大力推广以电代煤。

　　在新能源富集地区，利用低谷富余电力，实施蓄能供暖。

　　（二）生产制造领域

　　在生产工艺需要热水（蒸汽）的各类行业，逐步推进蓄热式与直热式工业电锅炉应用。重点在上海、江苏、浙江、福建等地区的服装纺织、木材加工、水产养殖与加工等行业，试点蓄热式工业电锅炉替代集中供热管网覆盖范围以外的燃煤锅炉。

　　在金属加工、铸造、陶瓷、岩棉、微晶玻璃等行业，在有条件地区推广电窑炉。

　　在采矿、食品加工等企业生产过程中的物料运输环节，推广电驱动皮带传输。

　　在浙江、福建、安徽、湖南、海南等地区，推广电制茶、电烤烟、电烤槟榔等。

　　在黑龙江、吉林、山东、河南等农业大省，结合高标准农田建设和推广农业节水灌溉等工作，加快推进机井通电。

　　（三）交通运输领域

　　支持电动汽车充换电基础设施建设，推动电动汽车普及应用。

　　在沿海、沿江、沿河港口码头，推广靠港船舶使用岸电和电驱动货物装卸。

　　支持空港陆电等新兴项目推广，应用桥载设备，推动机场运行车辆和装备“油改电”工程。

　　（四）电力供应与消费领域

　　在可再生能源装机比重较大的电网，推广应用储能装置，提高系统调峰调频能力，更多消纳可再生能源。在城市大型商场、办公楼、酒店、机场航站楼等建筑推广应用热泵、电蓄冷空调、蓄热电锅炉等，促进电力负荷移峰填谷，提高社会用能效率。

　　四、保障措施

　　（一）加强规划指导

　　统筹制定规划。各地方政府应将电能替代纳入当地能源和大气污染防治工作，根据地区用电用热需求，结合热电联产、区域高效环保锅炉房、工业余热利用等多种能源供应方式，在城市总体规划、能源发展规划中充分考虑电能替代发展，保障电能替代配套电网线路走廊和站址用地规划。

　　加强组织领导。省级能源主管部门、经济运行主管部门、节能主管部门应加强本地区电能替代潜力分析，明确电能替代实施方向和路径，制定电能替代工作方案。明确职责分工，强化部门协作，形成有目标、有计划、有组织的工作机制。做好分区域、分年度任务分解，确保各项政策、措施和重点项目落到实处。

　　（二）发挥示范项目引领作用

　　鼓励试点示范。充分考虑地区差异，鼓励进行差别化的试点探索，实施一批“经济效益好、推广效果佳”的试点示范项目。鼓励创新引领，借力大众创新、万众创业，整合技术资金资源优势，探索一批业态融合、理念先进、具有市场潜力的项目。在电能替代项目集中地区，创建一批示范区（乡、镇、村）或示范园区。加强项目建设管理，及时跟踪、评估，确保达到示范效果。

　　加大宣传力度。借助多种传媒方式，大力普及电能替代常识，宣传电能替代清洁便利优点和节能减排成效，为电能替代项目实施创造良好的社会舆论环境。及时开展示范成果展示，推广复制成功经验。

　　（三）制定完善配套支持措施

　　严格节能环保措施。严格环保和能效达标准入，加大对企业燃煤锅炉、窑炉、港口船舶燃油等排放物的监督检查力度。鼓励各地方政府在国家标准的基础上，出台更加严格的分散燃煤、燃油设施的限制性、禁止性环保标准。采取有效措施，确保电能替代的散烧煤、燃油切实压减。

　　推进电力市场建设。加快推进电力体制改革和电力市场建设，有序放开输配以外的竞争性环节电价，逐步形成反映时间和位置的市场价格信号。支持电能替代用户参与电力市场竞争，与风电等各类发电企业开展电力直接交易，增加用户选择权，降低用电成本。创新辅助服务机制，电、热生产企业和用户投资建设蓄热式电锅炉，提供调峰服务的，应获得合理补偿收益。

　　优化电能替代价格机制。结合输配电价改革，将因电能替代引起的合理配电网建设改造投资纳入相应配电网企业有效资产，将合理运营成本计入输配电准许成本，并科学核定分用户类别分电压等级电能替代输配电价。完善峰谷分时电价政策，通过适当扩大峰谷电价价差、合理设定低谷时段等方式，充分发挥价格信号引导电力消费、促进移峰填谷的作用。鼓励地方研究取消城市公用事业附加费，减轻电力用户负担。

　　有效利用财政补贴。各地方政府根据自身实际情况，有效利用大气污染防治专项资金等资金渠道，通过奖励、补贴等方式，对符合条件的电能替代项目、电能替代技术研发予以支持。

　　积极探索融资渠道。鼓励电能替代项目单位结合自身情况，积极申请企业债、低息贷款，采用PPP模式，解决项目融资问题。

　　（四）加强配套电网建设改造

　　按照《国家发展改革委关于加快配电网建设改造的指导意见》（发改能源[2015]1899号）要求，配电网企业应加强电能替代配套电网建设，推进电网升级改造，加强电网安全运行管理，提高供电保障能力。对于新增电能替代项目，相应配电网企业要安排专项资金用于红线外供配电设施的投资建设。同时，建立提前介入、主动服务、高效运转的“绿色通道”，按照客户需求做好布点布线、电网接入等服务工作。各地方政府应对电能替代配套电网建设改造给予支持，简化审批程序，支持相应配电网企业做好项目征地、拆迁和电力设施保护等工作。

　　（五）加强科技研发与产业培育

　　加快关键技术和设备研发。鼓励自主创新和引进吸收相结合，加大电加热元件、储热材料、绝热节能材料等关键技术和设备的科研投入，促进设备升级换代，进一步提高产品能效，形成产业化能力。鼓励构建“产、学、研、用”相结合的体制机制，结合《中国制造2025》推进实施，鼓励行业内优势企业跨领域组建创新中心，加快与智能电网技术、新一代大数据信息技术的深度融合，发展高端电力设备与增值服务，提升电能替代设备的智能化生产和应用水平。

　　完善技术标准和准入制度。制定和修订电能替代建设和运行标准。加强知识产权运用和保护，促进成果转化。制定和完善电能替代产品准入制度，提高产品质量和可靠性，加强质量监管，增强企业质量意识和履约能力，健全售后保障。

创新商业模式，优化产业结构。探索建立商业化赢利模式，鼓励以合同能源管理、设备租赁、以租代建等方式开展电能替代。引导社会资本投向安全、高效、智能化的电能替代产品和服务。结合市场需求，鼓励企业提供多样化的综合能源解决方案，促进服务型制造发展。

 

国家发展改革委

国 家 能 源 局

财　　政　　部

环 境 保 护 部

住房城乡建设部

工业和信息化部

交 通 运 输 部

中国民用航空局

 

7、国家发展改革委 国家能源局关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见

发改能源[2016]1430号

各省、自治区、直辖市发展改革委、能源局，新疆生产建设兵团发展改革委，有关能源企业：　　

　　根据国务院关于贯彻落实稳增长政策措施有关要求，为加快推进多能互补集成优化示范工程建设，提高能源系统效率，增加有效供给，满足合理需求，带动有效投资，促进经济稳定增长，现提出如下实施意见：

　　一、建设意义

　　多能互补集成优化示范工程主要有两种模式：一是面向终端用户电、热、冷、气等多种用能需求，因地制宜、统筹开发、互补利用传统能源和新能源，优化布局建设一体化集成供能基础设施，通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式，实现多能协同供应和能源综合梯级利用；二是利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气等资源组合优势，推进风光水火储多能互补系统建设运行。

　　建设多能互补集成优化示范工程是构建“互联网+”智慧能源系统的重要任务之一，有利于提高能源供需协调能力，推动能源清洁生产和就近消纳，减少弃风、弃光、弃水限电，促进可再生能源消纳，是提高能源系统综合效率的重要抓手，对于建设清洁低碳、安全高效现代能源体系具有重要的现实意义和深远的战略意义。

　　二、主要任务

　　（一）终端一体化集成供能系统

　　在新城镇、新产业园区、新建大型公用设施（机场、车站、医院、学校等）、商务区和海岛地区等新增用能区域，加强终端供能系统统筹规划和一体化建设，因地制宜实施传统能源与风能、太阳能、地热能、生物质能等能源的协同开发利用，优化布局电力、燃气、热力、供冷、供水管廊等基础设施，通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式实现多能互补和协同供应，为用户提供高效智能的能源供应和相关增值服务，同时实施能源需求侧管理，推动能源就地清洁生产和就近消纳，提高能源综合利用效率。

　　在既有产业园区、大型公共建筑、居民小区等集中用能区域，实施供能系统能源综合梯级利用改造，推广应用上述供能模式，同时加强余热、余压以及工业副产品、生活垃圾等能源资源回收和综合利用。

　　（二）风光水火储多能互补系统

　　在青海、甘肃、宁夏、内蒙、四川、云南、贵州等省区，利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气等资源组合优势，充分发挥流域梯级水电站、具有灵活调节性能火电机组的调峰能力，建立配套电力调度、市场交易和价格机制，开展风光水火储多能互补系统一体化运行，提高电力输出功率的稳定性，提升电力系统消纳风电、光伏发电等间歇性可再生能源的能力和综合效益。

　　三、建设目标

　　2016年，在已有相关项目基础上，推动项目升级改造和系统整合，启动第一批示范工程建设。“十三五”期间，建成国家级终端一体化集成供能示范工程20项以上，国家级风光水火储多能互补示范工程3项以上。

　　到2020年，各省（区、市）新建产业园区采用终端一体化集成供能系统的比例达到50%左右，既有产业园区实施能源综合梯级利用改造的比例达到30%左右。国家级风光水火储多能互补示范工程弃风率控制在5%以内，弃光率控制在3%以内。

　　四、建设原则及方式

　　（一）统筹优化，提高效率

　　终端一体化集成供能系统以综合能源效率最大化，热、电、冷等负荷就地平衡调节，供能经济合理具有市场竞争力为主要目标，统筹优化系统配置，年平均化石能源转换效率应高于70%。风光水火储多能互补系统以优化存量为主，着重解决区域弃风、弃光、弃水问题；对具备风光水火储多能互补系统建设条件的地区，新建项目优先采用该模式。

　　（二）机制创新，科技支撑

　　创新多能互补集成优化示范工程政策环境、体制机制和商业模式，符合条件的示范项目优先执行国家有关灵活价格政策、激励政策和改革举措。推动产学研结合，加强系统集成、优化运行等相关技术研发，推动技术进步和装备制造能力升级。示范项目应优先采用自主技术装备，对于自主化水平高的项目优先审批和安排。

　　（三）试点先行，逐步推广

　　积极推进终端一体化集成供能示范工程、能源基地风光水火储多能互补示范工程建设，将产业示范与管理体制、市场建设、价格机制等改革试点工作相结合，探索有利于推动多能互补集成优化示范工程大规模发展的有效模式，在试点基础上积极推广应用。

　　五、政策措施

　　（一）实施新的价格机制

　　落实《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》，按照“管住中间、放开两头”的总体思路，推进电力、天然气等能源价格改革，促进市场主体多元化竞争，建立主要由市场决定能源价格的机制。

　　针对终端一体化集成供能示范工程，在能源价格市场化机制形成前，按照市场化改革方向，推行有利于提高系统效率的电价、热价、气价等新的价格形成机制。实施峰谷价格、季节价格、可中断价格、高可靠性价格、两部制价格等科学价格制度，推广落实气、电价格联动等价格机制，引导电力、天然气用户主动参与需求侧管理。具体价格政策及水平由国家及地方价格主管部门按权限确定。

　　针对风光水火储多能互补示范工程，统筹市场形成价格与政府模拟市场定价两种手段，加快推进电力和天然气现货市场、电力辅助服务市场建设，完善调峰、调频、备用等辅助服务价格市场化机制。在市场化价格形成前，实施有利于发挥各类型电源调节性能的电价、气价及辅助服务价格机制。

　　（二）加大政策扶持力度

　　经国家认定的多能互补集成优化示范项目优先使用国家能源规划确定的各省（区、市）火电装机容量、可再生能源发展规模及补贴等总量指标额度。风光水火储多能互补示范项目就地消纳后的富余电量，可优先参与跨省区电力输送消纳。符合条件的多能互补集成优化工程项目将作为能源领域投资的重点对象。符合条件的项目可按程序申请可再生电价附加补贴，各省（区、市）可结合当地实际情况，通过初投资补贴或贴息、开设专项债券等方式给予相关项目具体支持政策。

　　（三）创新管理体制和商业模式

　　积极支持采取政府和社会资本合作模式（PPP）建设多能互补集成优化示范工程。结合电力、油气体制改革工作，创新终端一体化集成供能系统管理和运行模式，开展售电业务放开改革。国家能源局会同有关部门完善电（气、热）网接入、并网运行等技术标准和规范，统筹协调用能、供能、电（气、热）网等各方利益，解决终端一体化集成供能系统并网和余电、余热上网问题。相关电网、气网、热力等管网企业负责提供便捷、及时、无障碍接入上网和应急备用服务，实施公平调度。创新终端一体化集成供能系统商业模式，鼓励采取电网、燃气、热力公司控股或参股等方式组建综合能源服务公司从事市场化供能、售电等业务，积极推行合同能源管理、综合节能服务等市场化机制。加快构建基于互联网的智慧用能信息化服务平台，为用户提供开放共享、灵活智能的综合能源供应及增值服务。

　　六、实施机制

　　（一）统筹规划布局

　　国家发展改革委、国家能源局在国家能源规划中明确多能互补集成优化示范工程建设任务，并将相关国家级示范项目纳入规划。各省（区、市）能源主管部门应在省级能源规划中明确本地区建设目标和任务，针对本省（区、市）新城镇、新建产业园区等新增用能区域，组织相关地方能源、城建等有关部门研究制定区域供用能系统综合规划，加强与城市、土地等相关规划衔接，通过市场化招标等方式优选投资主体，统筹安排供用能基础设施建设。具有全国示范意义的重点项目，可由省级能源主管部门报国家发展改革委、国家能源局备案，国家发展改革委、国家能源局组织有资质的第三方机构进行审核认定，向社会统一公告。

　　（二）加强组织协调

　　国家发展改革委、国家能源局会同有关部门推进和指导多能互补集成优化示范工程的实施，组织制定相关政策和示范工程评价标准，协调政策落实中的重大问题。各省（区、市）能源主管部门应研究制定多能互补集成优化示范工程实施方案，负责省（区、市）示范项目的组织协调和监督管理，优化和简化项目核准程序，协调解决项目实施过程中的问题，及时向有关部门报告执行中出现的问题及政策建议，确保示范项目建设进度、质量和示范效果。

　　（三）强化事中事后监管

　　国家能源局派出机构应加强对多能互补集成优化示范工程事中事后监管，针对规划编制和实施、项目核准、价格财税扶持政策、并网和调度运行等情况出具监管意见，推动多能互补集成优化示范工程有效实施。

 

国家发展改革委

国家能源局

2016年7月4日

8、国家发展改革委 国家能源局关于印发《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》的通知

 

　　北京市、河北省、江西省、河南省、陕西省、西藏自治区发展改革委，各省、自治区、直辖市经信委（工信委、工信厅）、能源局，中国电力企业联合会，国家电网公司、中国南方电网有限责任公司，中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、国家电力投资集团公司、中国长江三峡集团公司、神华集团公司、国家开发投资公司：

　　为提升电力系统调峰能力，有效缓解弃水、弃风、弃光，促进可再生能源消纳，根据《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号）文件精神和《国家发展改革委 国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体[2015]2752号）有关要求，我们联合制定了《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》，现印发你们，请按照执行。执行过程中出现的问题和情况，请及时反馈，以便进一步改进。

附件：可再生能源调峰机组优先发电试行办法（http://www.nea.gov.cn/135533225_14691795237461n.pdf）

 

国家发展改革委

国 家 能 源 局

2016年7月14日

 

9、国家能源局综合司关于征求《关于促进储能技术与产业发展的指导意见（征求意见稿）》意见的函

 

各有关部门：

 

　　为贯彻落实党中央，国务院相关决策部署， 推进《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》"推动储能电站示范工程建设，加强多种电源和储能设施集成互补"任务，结合落实《能源技术革命创新行动计划（2016-2030 年）》和《能源技术创新 “十三五”规划》，我们研究编制了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见（征求意见稿）》

　　关于促进储能技术与产业发展的指导意见（征求意见稿）

　　储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源（以下简称能源互联网）的重要组成部分和关键支撑技术。储能能够为电网运行提供调峰、调频、用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段；储能能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力及微网，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术；储能能够促进能源生产消费开放共享和灵活交易、实现多能协

　　同，是构建能源互联网，促进能源新业态发展的核心基础。

　　近年来，我国储能呈现多元发展的良好态势：抽水蓄能发展迅速；压缩空气能、飞轮储能，超导储能和超级容，铅蓄电池、锂离子电池、钠硫电池、液流电池等储能技术研发应用加速；储热、储冷、储氢技术也取得了一定进展。我

　　国储能技术总体上已经初步具备了产业化的基础。加快储能技术与产业发展，对于构建“清洁低碳、安全高效”的现代能源产业体系，推进我国能源行业供给侧改革、推动能源生产和利用方式变革具有重要战略意义，同时还将带动从材料制备到系统集成全产业链发展，成为提升产业发展水平、推动经济社会发展的新动能。为贯彻习近平总书记关于“四个革命、一个合作”的能源战略思想，落实《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》任务，促进储能技术与产业发展，提出如下意见。

　　一、总体要求

　　（一）指导思想

　　全面贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神，深入贯彻习近平总书记系列重要讲话精神，按照中央财经领导小组第六次、第十四次会议和国家能源委员会第一次、第二次会议重大决策部署要求，适应和引领经济社

　　会发展新常态，着眼能源产业全局和长远发展需求，紧密围绕改革创新，以机制突破为重点、以技术创新为基础、以应用示范为手段，促进储能技术和产业发展，支撑和推动能源革命，为实现我国从能源大国向能源强国转变和经济提质增效提供技术支撑和产业保障。

　　（二）基本原则

　　政府引导、企业参与。加强顶层设计，加大政策支持，研究出台金融、财税、价格等配套措施，统筹解决行业创新与发展重大共性问题。加强引导和信息服务，推动储能设施合理开放，鼓励多元市场主体公平参与市场竞争。创新引领、示范先行。营造开放包容的创新环境，鼓励各种形式的技术、机制及商业模式创新。充分发挥示范工程的试点作用，推进储能新技术与新模式先行先试，形成万众创新良好氛围。

　　市场主导、改革助推。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，鼓励社会资本进入储能领域。结合电力体制改革进程，逐步建立完善电力市场化交易和灵活性资源的定价机制，还原能源商品属性，着力破解体制机制障碍。

　　统筹规划、协调发展。加强统筹规划，优化储能项目布局。重视上下游协调发展，优化从材料、部件、系统、运营到回收再利用的完整产业链。健全标准、检测和认证体系，确保产品质量和有序竞争。推行绿色设计理念，研究建立储

　　能产品的梯级利用与回收体系，加强监管，杜绝污染。

　　（三）发展目标

　　未来10 年内分两个阶段推进相关工作，第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡；第二阶段实现商业化初期向规模化发展转变。

　　“十三五”期间，建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目；研发一批重大关键技术与核心装备，主要储能技术达到国际先进水平；初步建立储能技术标准体系，形成一批重点技术规范和标准；探索一批可推广的商业模式；培育一批有竞争力的市场主体。储能产业发展进入商业化初期，储能对于能源体系转型的关键作用初步显现。

　　“十四五”期间，储能项目广泛应用，形成较为完整的产业体系，成为能源领域经济新增长点；全面掌握具有国际领先水平的储能关键技术和核心装备，部分储能技术装备引领国际发展；形成较为完善的技术和标准体系并拥有国际话语权；基于电力与能源市场的多种储能商业模式蓬勃发展；形成一批有国际竞争力的市场主体。储能产业规模化发展，储能在推动能源变革和能源互联网发展中的作用全面展现。

　　二、重点任务

　　（一） 推进储能技术装备研发示范

　　集中攻关一批具有关键核心意义的储能技术和材料。加强基础、共性技术攻关，围绕低成本、长寿命、高安全性、高能量密度的总体目标，开展储能原理和关键材料、单元、模块、系统和回收技术研究，发展储能材料与器件测试分析和模拟仿真。重点包括变速抽水蓄能技术、大规模新型压缩空气储能技术、化学储电的各种新材料制备技术、高温超导磁储能技术、高温固体储热材料与储热技术、储能系统集成技术、能量管理技术等。

　　试验示范一批具有产业化潜力的储能技术和装备。针对不同应用场景和需求，开发分别适用于长时间大容量、短时间大容量、分布式以及高功率等模式应用的储能技术装备。大力发展储能系统集成与智能控制技术，实现储能与现代电

　　网协调优化运行。重点包括10MW/100MWh 级超临界压缩空气，储能系统、1MW/1000MJ级飞轮储能阵列机组、100MW 级锂离子电池储能系统、大容量新型熔盐储热装置、应用于智能电网及分布式发电的超级电容电能质量调节系统等。

　　应用推广一批具有自主知识产权的储能技术和产品。加强引导和扶持，促进产学研用结合，加速技术转化。鼓励储能产品生产企业采用先进制造技术和理念提质增效，鼓励创新投融资模式降低成本，鼓励通过参与国外应用市场拉动国内装备制造水平提升。重点包括100MW 级全钒液流电池储能电站、高性能铅炭电池储能系统等。

　　完善储能产品标准和检测认证体系。建立与国际接轨、涵盖储能规划设计、设备及试验、施工及验收、并网及检测、运行与维护等各应用环节的标准体系，并随着技术发展和市场需求不断完善。完善储能产品性能、安全性等检测认证标准，建立国家级储能检测认证机构，加强和完善储能产品全寿命周期质量监管。建立和完善不合格产品召回制度。

　　（二） 储能支撑可再生能源利用水平提升工程

　　鼓励可再生能源场站合理配置储能系统。研究确定不同特性储能系统接入方式及对通信、控制、保护的要求，对于满足要求的储能系统，电网应准予接入并纳入其监控和运行调度。

　　推动储能系统与可再生能源协调运行。鼓励储能与可再生能源场站作为联合体参与电网运行优化，接受电网运行调度，实现平滑出力波动、提升消纳能力、为电网提供辅助服务等功能。电网企业应将联合体作为特殊的“电厂”对待，享有相应的权利并承担应有的义务。

　　研究建立可再生能源场站侧储能补偿机制。研究和定量评估可再生能源场站侧配置储能设施的价值，探索合理补偿方式。

　　支持应用多种储能促进可再生能源消纳。支持在可再生能源消纳问题突出的地区开展可再生能源储电、储热、制氢等多种形式能源存储与输出利用；推进风电储热、风电制氢、光热等试点示范工程的建设。

　　（三） 储能促进电力系统灵活性稳定性提升工程

　　支持储能系统直接接入电网。研究储能接入电网的容量、电压等级等技术要求。鼓励电网等企业根据需求集中或分布式接入储能系统，并开展运行优化技术研究和应用示范。支持各类主体按照市场化原则投资建设运营接入电网的储能系统。鼓励利用淘汰或退役发电厂既有线路和设施建设储能系统。

　　建立健全储能参与辅助服务市场机制。参照火电厂提供辅助服务相关政策和机制，允许储能系统与机组联合或作为独立主体参与辅助服务市场竞争。根据电力市场发展逐步优化，形成“按效果付费、谁受益谁付费”的价格补偿机制。

　　探索建立储能容量市场。结合电力体制改革，参考抽水蓄能相关政策，探索建立储能容量市场的规则与监管机制，对满足条件的各类大规模储能系统给予容量补偿。

　　（四） 储能推动用能智能化水平提升工程

　　鼓励在用户侧建设分布式储能系统。研究制定用户侧接入储能的准入标准，引导和规范用户侧分布式电储能系统建设。支持具有配电网经营权的售电公司和具备条件的居民用户配置储能，提高分布式能源本地消纳比例、参与需求响应，降低用能成本，鼓励相关商业模式探索。

　　完善用户侧储能系统支持政策。结合电力体制改革，允许储能通过市场化方式参与电能交易.支持用户侧建设的一定规模的电储能设施与发电企业联合或作为独立主体参与调频、调峰等辅助服务。

　　支持微电网和离网地区配置储能。鼓励通过配置多种储能提高微电网供电的可靠性和电能质量；积极探索含储能的微电网参与电能交易、电网运行优化的新技术和新模式。鼓励开发经济适用的储能系统解决或优化无电人口供电方式。

　　（五）储能多元化应用支撑能源互联网发展工程

　　提升储能系统的信息化和管控水平。促进储能基础设施与信息技术的深度融合，支持能量信息化技术的研发应用。逐步实现对储能的能源互联网管控，提高储能资源的利用效率，充分发挥储能系统在能源互联网中的多元化作用。

　　鼓励基于多种储能实现能源互联网多能互补、多源互动。鼓励大型综合能源基地合理配置储能系统，实现风光水火储多能互补。支持开放共享的分布式储能大数据平台和能量服务平台的建设。鼓励家庭、园区、区域等不同层次的终端用户互补利用各类能源和储能资源，实现多能协同和能源综合梯级利用。

　　拓展电动汽车等分散电池资源的储能化应用。积极开展电动汽车智能充放电业务，探索电动汽车动力电池、通讯基站电池、不间断电源（UPS）等分散电池资源的能源互联网管控和储能化应用。完善动力电池全生命周期监管，开展对淘汰动力电池进行储能梯次利用研究。

　　三、保障措施

　　（一）加强组织领导

　　国家发展改革委、国家能源局会同财政部、科技部、工业和信息化部等有关部门统筹协调解决重大问题，建立完善扶持政策，切实推动各项措施落实到位，形成政、产、学、研、用结合的发展局面。依托行业力量建设国家级储能技术

　　创新平台；充分发挥专业协（学）会、研究会作用，引导行业创新方向。建立储能专业咨询委员会，为政府决策提供支撑。推动成立国家级产业联盟，加强产业研究、建立信息渠道。各地能源主管部门应结合实际，牵头研究制定适合本地的落实方案，因地制宜，科学组织，杜绝盲目建设和重复投资，务实有序推进储能技术和产业发展。

　　（二）完善政策法规

　　建立健全相关法律法规，保障储能产业健康有序发展。正在制修订过程中的能源法、电力法等法律法规应适应储能应用新模式发展需求。加强电力体制改革与储能发展市场机制的协同对接，结合电力市场建设研究形成储能应用价格机制。积极开展储能创新应用政策试点，破除设备接入、主体身份、数据交互、交易机制等方面的政策壁垒，研究制定适应储能新模式发展特点的税收、保险等相关政策法规。

　　加强储能技术、产品和模式等的知识产权管理与保护。加强储能安全与环保政策法规及标准体系建设，落实生产者责任延伸制度，建立储能系统制造商承担回收利用主体责任的回收利用管理体系。储能系统开发应采用标准化、通用性及易拆解的结构设计，协商开放储能控制系统接口和通讯协议等利于回收利用的相关信息。

　　（三）开展试点示范

　　围绕促进可再生能源消纳、发展分布式电力和微网、提升电力系统灵活性、加快建设能源互联网等重大需求，布局一批具有引领作用的重大储能试点示范工程。鼓励具备条件的地区、部门和企业，因地制宜开展各类储能技术应用试点示范。在技术创新、运营模式、发展业态和体制机制等方面深入探索，先行先试，总结积累可推广的成功经验。

　　（四）建立补偿机制

　　充分吸收国外经验，将先进储能纳入可再生能源发展、配电网建设、智能电网等专项基金支持范围。根据不同应用场景研究出台针对性补偿政策，出台纳入补偿范围的先进储能技术标准并实施动态更新，研究建立分期补偿和补偿退坡机制。建立健全补偿监管机制，严惩违规行为。结合电力体制改革研究推动储能价格政策。

　　（五）引导社会投资

　　落实简政放权精神，研究建立程序简化、促进投资的储能投资管理机制，对于独立的储能项目，除《政府核准的投资项目目录》已有规定的，一律实行备案制，由企业按照有关规定向省级能源主管部门备案。充分发挥国家科技计划

　　和相关专项作用，支持开展储能基础、共性和关键技术研发。将先进储能纳入中央和地方预算内资金重点支持方向，发挥资金引导作用，加快组织实施储能示范工程。鼓励通过金融创新降低储能发展准入门槛和风险，支持采用多种融资方式，引导更多的社会资本投向储能产业。

　　（六）推动市场改革

　　加快电力市场建设，建立储能等灵活性资源市场化交易机制和价格形成机制，激发市场活力。建立健全准入制度，鼓励第三方资本、小微型企业等新兴市场主体参与市场，促进各类所有制企业的平等、协同发展。

　　（七）夯实发展基础

　　依托行业建立储能信息公共平台，加强信息对接、共享共用和交易服务。创新人才引进和培养机制，引进一批领军人才，培育一批专业人才，形成支持储能产业的智力保障体系。加强宣传，扩大示范带动效应，吸引更多社会资源参

　　与储能技术研究和产业创新发展。

　　附件2

　　《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》编制说明

　　中央财经领导小组第六次会议提出了“四个革命、一个合作”能源发展的战略思想。其中，通过发展储能等先进技术实现能源发展转型是能源技术革命的核心内容之一。中央财经领导小组第十四次会议指出要推进北方地区冬季清洁

　　取暖，“宜气则气，宜电则电，尽可能利用清洁能源”。其中，储能是提高清洁能源供暖水平的一项技术选择。《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》明确将“推动储能电站示范工程建设，加强多种电源和储能设施集成互补”列入能源发展重大工程。国家能源委员会第二次会议上，李克强总理指出“要集中力量在储能技术上取得突破”。为贯彻落实党中央、国务院上述一系列决策部署，指导储能技术与产业发展，国家能源局研究编制了《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》（以下简称《指导意见》）。

　　一、编制背景

　　储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源（以下简称能源互联网）的重要组成部分和关键支撑技术，对于构建“清洁低碳、安全高效”的现代能源产业体系具有广泛而重要的价值。其规模应用有利于提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性，显著提高风、光等可再生能源消纳水平和支撑分布式电力及微网，有利于促进能源生产消费智能化、实现多能协同和能源发展新模式、新业态发展。

　　全球储能产业自2008年以来一直保持快速增长的发展态势。据不完全统计，截至2016年底，全球电力储能装机总规模约168.4GW，占全球电力总装机的2.7%，其中主要是抽水蓄能和化学储能。储能技术与产业发展主要集中在美、日等政策支持力度大和电力市场化程度较高的国家，重点应用主要集中在可再生能源并网、电力调频、电力输配、分布式微网和电动汽车等领域。

　　近几年来，在我国可再生能源规模化发展等的推动下，我国储能呈现多元发展的良好态势：抽水蓄能发展迅速；压缩空气储能、飞轮储能，铅蓄电池、锂离子电池、钠硫电池、液流电池等，超导储能和超级电容等储能技术研发应用加速；储热、储冷、储氢技术也取得了一定进展。我国储能技术总体上已经初步具备了产业化的基础。据不完全统计，截至2016年底，我国电力储能装机总规模约24.2GW，占电力总装机的1.5%，其中化学储能189.4MW。

　　2016年以来，我国化学储能项目进入加速建设阶段，年增长率超过34%。但是，与我国当前能源结构调整和能源创新发展的要求相比，我国储能技术与产业的发展还存在较大差距，主要体现在四方面不足：

　　一是政策支持不足。我国尚未形成支持储能产业的政策体系，储能在能源系统中受重视程度严重不足。

　　二是研发示范不足。与发达国家相比，我国储能技术研发示范总体起步较晚且投入不足，储能先进性和成熟度还有待提高。目前只有液流电池、锂离子电池、压缩空气、钠流电池等少数储能技术进行了示范，示范技术少，示范领域十分有限，一定程度上阻碍了储能技术商业化应用的进程。

　　三是技术标准不足。仅有个别储能技术标准，尚未形成产业标准化体系，更谈不上根据标准对储能产品进行检测认证，不仅制约了储能产业规范化和规模化生产，也降低了市场用户应用储能技术的积极性。

　　四是统筹规划不足。我国储能产业处于多种技术并存阶段，在关键材料、装备、工艺等共性问题上的统筹和协同严重不足。缺乏完善的行业信息统计渠道和公认的权威产业研究机构，政府与市场主体沟通渠道不足，不利于科学实施行业管理。

　　二、编制过程

　　2016 年初至4 月，工作启动阶段。

　　通过听取报告、企业座谈、专家咨询等方式，对行业发展的重大问题进行了梳理，提出了相关前期课题研究，制定了《指导意见》起草工作方案。确定了由科技司牵头，电力司、 新能源司参加的起草工作小组（后根据业务范围增加了市场监管司）和由周孝信院士担任组长、近20位专家组成的专家咨询组，并委托中关村储能产业技术联盟牵头，中科院工程热物理所、中科院物理所、国网电科院等研究所，清华大学等高校具体负责相关研究工作。

　　2016 年5 月至10 月，前期课题研究阶段。

　　组织行业内联盟、大学和研究机构专家进行了深入研究，期间召开了十余次课题研讨和专家咨询会，开展了多次实地调研，完成了储能技术发展路线研究、储能产业发展研究、储能经济性研究、大规模储能应用对电力行业影响研究、储能商业模式及发展趋势研究、储能标准体系研究、国内外储能政策梳理研究等7 项课题研究报告。

　　2016 年11 月至2016 年12 月，指导意见文本起草阶段。

　　在充分吸收前期研究成果的基础上，提出了总体思路，确定了规划大纲和重点内容。通过集中编写、多次论证和反复修改，形成了《指导意见》初稿。并根据中央财经领导小组第十四次会议等最新精神进行了修改，形成了《指导意见》初稿，并作为能源工作会参阅文件。

　　2017 年1 月至2017 年2 月，修改完善阶段。

　　根据能源工作会上部分单位反馈的意见及行业相关座谈会和调研时听取的意见，我们又进行了修改完善，形成了《指导意见》征求意见稿。

　　三、意见内容

　　《指导意见》征求意见稿包括前言、总体要求、重点任务、政策保障共4部分内容。

　　“前言” 阐述了发展储能技术与产业的必要性和战略意义，编制指导意见的目的和依据。“总体要求”提出了“适应和引领经济社会发展新常态，着眼能源产业全局和长远发展需求，紧密围绕改革创新，以机制突破为重点、以技术创新为基础、以应用示范为手段，促进储能技术和产业健康发展，支撑和推动能源革命，为实现我国从能源大国向能源强国转变和经济提质增效提供技术支撑和产业保障”的指导思想；政府引导、社会参与，创新引领、示范先行，改革助推、市场主导，产业协调、健康发展等4条原则；以及到2020年的发展目标。“主要任务”明确了储能技术装备研发示范工程、可再生能源利用水平提升工程、电力系统灵活性稳定性提升工程、用能智能化水平提升工程、储能多元化应用支撑能源互联网发展工程等5个方面的任务，按“三个一批”的总体要求部署了技术装备和标准化建设的重点任务，明确了4类典型储能应用场景的功能定位和发展任务。“保障措施”提出了加强组织领导、完善政策法规、开展试点示范、建立补偿机制、引导社会投资、推动市场改革、夯实发展基础等7项措施。

　　四、重点说明的几个问题

　　（一）关于指导意见适用范围。

　　本指导意见适用于可作为电力系统储能的抽水蓄能，压缩空气储能、飞轮储能等物理储能，锂离子电池、钠硫电池、液流电池等化学储能，超导储能和超级电容等电磁储能，以及储热、储冷、储氢等各种储能技术。由于目前大多数储能技术仍处于技术示范或商业化初期，不同储能技术在不同应用场景下各有优缺点，因此指导意见在制定时主要考虑不同应用场景下基于储能系统实际使用效果的通用支持政策，重在营造环境、设计机制、公平竞争，不做技术路线选择。抽水蓄能虽然已有专门的支持政策，各地仍根据实际情况参考本指导意见中的相关内容给予支持。

　　（二）关于基本原则。

　　基本原则主要体现了十八届三中全会“创新、协调、绿色、开放、共享”发展理念在储能领域的具体落实。其中“政府引导、企业参与”体现了“开放”的理念；“创新引领、示范先行”体现了“创新”的理念；“市场主导、改革助推”体现了“共享”的理念；“统筹规划、协调发展”体现了“协调、绿色”的理念。

　　（三）关于重点任务

　　重点任务中“推进储能技术装备研发示范”按照习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议对能源技术革命“三个一批”的重要论述，按照技术和装备发展阶段结合行业需求，分别安排了集中攻关一批、试验示范一批和应用推广一批的任务。“储能支撑可再生能源利用水平提升工程”、“储能促进电力系统灵活性稳定性提升工程”、“储能推动用能智能化水平提升工程”、“储能多元化应用支撑能源互联网发展工程”等4 项重点任务则从储能的主要应用场景出发，安排了相应的机制设计和应用示范任务，突出了储能的实际应用效果，淡化发、输、配、用的环节划分。

　　（四）关于投资管理体制。

　　投资管理体制是促进储能投资的一项重要内容，《指导意见》在政策保障部分中的“五、引导社会投资”对相关内容进行了阐述。按照《中共中央国务院关于深化投融资体制改革的意见》中应“及时修订并公布政府核准的投资项目目录，实行企业投资项目管理负面清单制度，除目录范围内的项目外，一律实行备案制，由企业按有关规定向备案机关备案”的精神，我们研究了《政府核准的投资项目目录》（2016 年本），其中有关储能的仅包括“抽水蓄能电站：由省级政府按照国家制定的相关规划核准”。

　　根据以上相关情况，按照简政放权的精神，我们相关表述为：“对于独立的储能项目，除《政府核准的投资项目目录》已有规定的储能项目，一律实行备案制，由企业按照有关规定向省级能源主管部门备案”。对于与新能源场站、分布式电源及微网、火电厂联合建设的储能项目，根据现行项目实施情况，不单独进行备案。

　　（五）关于储能产品回收利用。

　　储能产品的环保体系建设是产业可持续发展的一个重要环节。

　　《指导意见》在基本原则中提出要“推行绿色设计理念，研究建立储能产品的梯级利用与回收体系，加强监管，杜绝污染。”同时，参照工信部《新能源汽车动力蓄电池回收利用管理暂行办法》（征求意见稿）“落实生产者责任延伸制度，汽车生产企业承担动力蓄电池回收利用主体责任”。在政策保障部分“二、完善政策法规”中提出了“加强储能安全与环保政策法规及标准体系建设，落实生产者责任延伸制度，建立储能系统制造商承担回收利用主体责任的回收利用管理体系。储能系统开发应采用标准化、通用性及易拆解的结构设计，协商开放储能系统控制系统接口和通讯协议等利于回收利用的相关信息”等具体措施。

五、储能项目开发所应具备的条件及相关注意事项

六、储能相关案例

1、万科商业集团首个光伏+储能绿色节能示范项目启动

2017-3-25

 

　　3月25日“地球1小时”活动日，万科商业集团举办中粮万科半岛广场1兆瓦楼顶分布式光伏并网发电和储能电站项目启动仪式，这是万科集团推进绿色节能建筑战略以来在北京地区成功实施的首个光伏+储能绿色节能示范项目。

　　中粮万科半岛广场1兆瓦光伏分布式项目，设计运营年限25年，一年可发电115万千瓦时，占到广场日间用电量的12%。项目有效利用了中粮万科长阳半岛广场的楼顶空间采取架空较高式安装方式，无污染、无噪音、不占用土地资源，采取自发自用，余电上网模式，是我国重点支持鼓励的光伏电站建设形式。项目每年可以节省标煤460吨，减少二氧化碳排放1194吨。储能电站项目通过移峰填谷灵活存储、消纳电能的方式，年均转移电量约1178万千瓦时，具有相对良好的经济和环保效益。

　　中粮万科半岛广场是万科地产集团在北京投资运营的大型综合体项目。半岛广场项目负责人表示，该项目是广场积极落实集团节能、绿色、低碳建筑战略的重要实践，光伏发电项目采取合同能源管理的模式，引进专业的清洁能源公司保障了项目从论证到建设和运维的专业性，项目发电后每天所发的光伏电量占到广场日间用电量的12%，为进一步节能减排提高建筑物能效水平奠定了坚实的基础。

 

 

来源：环球网

 

2、南都电源：签署总投资1.25亿元电力储能电站合作协议

2017-5-18

 

　　浙江南都电源动力股份有限公司今日公告称，南都电源（以下简称“公司”、“南都电源”或“乙方”）近期分别与无锡星洲能源发展有限公司（二期）（以下简称“星洲能源”）、江苏艾科半导体有限公司（以下简称“艾科半导体”）、江苏红豆实业股份有限公司（以下简称“红豆实业”）、奥音科技（镇江）有限公司（以下简称“奥音科技”）签署针对实施电力需求侧管理、改善电能质量、有效平抑负荷波动、实现削峰填谷，以达到能源节约利用为目的的储能电站项目投资服务合同（以下简称“项目”），合计容量为96MWh。

　　随着全球新能源的发展和能源结构的改变，储能的重要性日趋凸显，商业机会也日渐成熟，并逐步形成全球共识，市场空间巨大。南都电源自2016年起，以“投资+运营”的模式推进储能系统商用化应用，拥有成熟的铅炭和锂电储能技术，其中铅炭储能系统技术全球领先，储能系统的经济性、可靠性已得到市场的充分验证，获得客户高度认可。目前公司商用储能系统客户规模迅速增长，本次储能电站合同签署后，公司累计签约储能电站总容量达1,600MWh,预计总投资额约为20亿元，其中本次签署的96MWh储能电站总投资约12,500万元。该批项目实施及运营后，将对公司盈利能力产生较大影响。

 

 

来源：中国储能网

 

3、中国首批商用并网储能示范项目落成投运

2016-10-12

 

 

 近日，由上能电力集团旗下控股企业绿色储能研究院投资，科陆电子承建的中国第一批商用并网储能项目落成投运。上能电力集团绿色储能研究院首开“用户侧”储能设施投资，以业界前沿的投资理念和创新模式，未来五年将在全国投资建成一万个储能电站，致力构建出一个国家能源互联的储能产业大平台。

借此次“一万个储能电站”首批示范项目投资建设的机会，科陆电子承建了其中的佛山工业园储能电站一期工程，作为储能设备领域的领头羊，科陆电子凭借其雄厚的研发实力，丰富的建设经验，高度契合用户侧与投资方的储能要求，圆满完成了项目建设，该项目目前已投入运营。

该项目主要用于为佛山力源不锈钢配送中心提供削峰填谷服务，该中心从事金属加工配送，厂区白天用电负荷大，电网容量紧张，夜间用电少，此次新配置1MW/2.8MWh的储能系统用于削峰填谷，增强电网白天带载能力。

该项目为储能在用户削峰填谷的典型应用案例，通过系列能量型箱式储能产品，采用磷酸铁锂储能专用电池，具有“能量密度高，循环寿命长，系统设计高度集成化”的出色储能效益。其系统内部集成储能电池、BMS、PCS、温控、消防和照明等子系统，并按照上能电力集团提出的标准化储能投资管理要求，系统采用模块化设计，并集成在一个45尺的标准集装箱内，可户外安装，部署便捷，便于移动及维护。

储能在用电侧可以为用户带来一系列收益和价值。通过储能可以实现削峰填谷，优化用电方案，响应电网做需求侧响应，也可在紧急情况作后备电源使用。储能在用电侧的解决方案提高了用户的用电质量，降低了用电费用，保障电网稳定运行，提高能源利用效率。

  用户侧储能方案特点如下：

l在用户侧做削峰填谷，提供经济效益；

l优化用电方案，改善电能质量；

l用电能源管理，提高能源利用率；

l储能作需求侧响应，减小电网压力；

l可作后备电源，应对紧急情况；

l储能产品标准化，可扩展性好；

l完善的能量管理系统。

“一万个储能电站”首批示范项目的工程标准非常高，项目交期进度又紧，施工期限（包含生产发货）仅为45天，科陆电子的研发、采购、生产、测试以及工程人员坚决扛下了这个艰巨的任务，如火如荼地开展项目。每位工作人员都工作热情饱满，进度安排紧凑，虽加班加点，但有条不紊，工程如期圆满完成。期间，部分人员还奔赴项目现场进行设备安装、调试等工作，积极响应客户需求，配合施工队工作，大家齐心协力，朝着一个共同的目标奋进。

该佛山力源项目是中国首批商用并网储能示范项目的其中之一，它实现了储能在用户侧实现削峰填谷的应用，对储能行业和实现国家能源互联网具有重大意义。科陆电子未来将积极与上能电力集团这样创新而具有远见卓识的产业大平台合作，共同开拓储能在电网运行过程的“采-发-输-配-用-储”六大环节中的落地应用，有效地进行需求侧管理，消除昼夜峰谷差，平滑负荷，为实现国家能源互联网“最后一公里”贡献力量！

 

来源：中国储能网

 

4、南都电源—蓝景丽家商业综合储能项目投运

2017-6-1

 

　　5月22日，南都电源—蓝景丽家商业综合体储能项目正式投运，开启了南都电源“储能+运营”在商业综合体领域的新纪元，也标志着南都电源商业化储能的适用范围愈来愈广泛。

　　北京蓝景丽家用户侧商业综合体智慧能源储能电站位于北京市海淀区北三环，项目总规模1MW/5MWh，其中首期投运规模为500KW/2.5MWh，项目总占地170平米。储能系统在400V低压侧接入商场配电房母线，电站预期使用寿命为10年。

　　蓝景丽家董事长夏明在致辞中称，这一商业综合体智慧能源储能项目是全国首个应用于用户侧大型商业综合体的储能电站。此次共同建设储能项目，希望能解决商业综合体的用电痛点，实现互利共赢。

　　南都电源总裁陈博表示，“希望蓝景丽家智慧能源储能项目顺利运行，提供经验，继续推出满足全国商业综合体智慧能源管理需求的更多解决方案。”

　　该储能电站主要功能为负荷跟踪、削峰填谷、应急备用电源、需求侧响应。

　　负荷跟踪功能是南都电源在商业化储能电站上的首次应用，用户侧用电负荷波动较大，铅炭储能有着快速响应时间，目前已做到秒级别满足日负荷变化。该储能电站直接接入用户侧母线，可在用电低谷时作为负荷存储电能，在用电高峰时作为电源释放电能，在一定程度上减弱峰谷差。当线路跳闸、设备故障等原因造成商场供电中断时，储能电站还可作为应急电源保障商场用电。此外，也积极参与需求侧响应，减少火电机组参与调峰，提高发电效率。

　　“这一项目实现了家居商场容量电费管理和电量电费管理，解决了家居商城线路无法扩容改造，以及电动汽车充电接入带来的冲击电网的痛点，实现削峰填谷智慧储能服务，同时还可参与电力需求侧响应。”陈博介绍说。

　　据记者了解，依托铅炭电池的较强成本优势，南都电源坚持“投资+运营”的模式，商业化储能电站在加速推进。在国内首创了以开发区为轴心的平台战略合作、园区用户侧配网调峰储能电站、数据中心削峰填谷+备电服务的新型应用、工业企业削峰填谷+电能质量改善的运行方案等多种全新的商业模式。截至目前，南都电源储能“投资+运营”模式总签约量超过1.5GWh，已交付示范项目及投资运营项目48个，总规模为242MWh；处于在建状态的项目为8个，规模312MWh；待建项目为6个，规模为338MWh。

 

 

来源:中国能源报

 

5、庄河市计划投资102.1亿元建设储能电站等能源工程

2017-4-20

 

　　今年以来，辽宁大连供电公司主动优化营商供用电环境，服务地方经济建设，以办电快捷、交费方便、抢修及时为目标，不断完善以客户为中心的服务体系，提升服务智能化水平。

　　不断优化营商环境

　　4月8日，大连供电公司组织专业人员再次到中国联通大连数据中心产业基地走访，了解客户用电情况，提供专项服务。该公司与重点企业客户结对联络，建立经常性、常态化沟通机制，不断优化营商供用电环境。

　　大连供电公司深入开展优化营商环境建设年工作，着力打造高效、便利的营商环境，采取多项措施，推进政策惠企和服务提质，降低客户生产成本，保障更多的优质工业项目落地。今年年初，大连供电公司实行了“一证受理”制度，将原来办理业务所需材料由14件减为1件，客户仅凭身份证或房产证即可申请办电。1~3月，该公司共受理报装客户663户。与此同时，该公司办电申请、递交资料、服务咨询、电费交纳等业务全部实现“互联网+”，让客户足不出户就能办理所有用电业务。

　　大连液流电池储能调峰电站国家示范项目总投资35亿元，项目建成后，将对改善大连能源结构起到重要作用。该电站作为城市的应急电源，能为大连市城区提供4小时应急备用电源，还可起到深度调峰的作用。大连供电公司技术人员多次到项目基地调研并现场解决电网调峰、调频等有关难题。

　　大连供电公司实施“一户一档”建档制，提前上门联系客户，掌握用电需求，设置专人全程跟踪，减少客户临柜次数，提供省时、省钱、省心的供电服务。该公司计划投资5亿元用于红线外电网建设，目前，180项市级重点项目全部完成对接，其中，地铁1、2号线二期，普兰店万达广场等4个项目已送电。

　　近年来，新能源汽车产业在大连发展迅猛。大连供电公司充分发挥优势，服务智慧交通和智慧城市建设，提出：“宁可自己多走几道工序，也不把麻烦留给客户。”该公司对相关用电手续一律简化，全力配合与智慧能源城市建设相关的电力施工，做到用电手续办理与电力施工无缝衔接。

　　促进清洁能源发展

　　3月21日，由中国三峡集团承建的30万千瓦庄河海上风电场建设项目前期准备工作就绪。为保障项目如期施工，大连供电公司提前介入、全程跟踪、开辟绿色通道，提供优质服务。2016年7月，国家能源局发布《关于推动东北地区电力协调发展的意见》，提出建设新型城市多种能源综合协同、绿色低碳、智慧互动的供能模式，庄河在能源供给、消费、储存等环节打造示范样板。今年，庄河市计划投资102.1亿元，建设包括风电、光伏、储能电站等在内的能源工程。

　　近日，大连供电公司开展电能替代市场调查，利用大数据对煤改电企业进行能效评估。2016年，大连共拆除燃煤小锅炉1416台。大连棒棰岛宾馆、大连市热电集团等24家客户选择了煤改电，申请容量合计13.89万千伏安。为了使煤改电客户更加科学合理用电，大连供电公司开展延伸服务，分析客户在峰、谷、平各时段用电情况，为客户推出科学用电方案，鼓励客户运用国家扶持政策，以此扩大供区煤改电覆盖面。该公司利用用电信息大数据，科学测算、分析客户所花销的供暖费用、并网费用以及蓄热采暖电费的经济性，不断优化方案，使客户获得最大效益。

　　2016年，大连供电公司与市政府会同大连港集团共同对大连港船用岸电开展多次调研。为了推动大连港船用岸电改造和绿色港口建设，国家电网公司投资1769万元建设船用岸电，助力港口绿色转型。今年，在大连供电公司的积极筹办下，大连港船用岸电项目启动。大连供电公司已与大连港集团、市公交集团等单位签定电能替代合作协议。目前，该公司在全市建成13个煤改电项目、2个船用岸电项目和15个充电站、1300余个充电桩。

 

 

来源:国家电网报

 

 

6、“10MW级锂电池储能系统关键技术及工程示范”项目启动

2017-1-9

 

　　1月5日，山西晋能精瑞智能电网有限公司和山西欣旺达能源互联网研究院联合启动了山西省重点研发计划重点项目《10MW级锂电池储能系统关键技术及工程示范》。

　　该项目是全国首个由政府立项的“10MW级锂电池储能系统关键技术及工程示范”项目：

　　将侧重于开发大倍率充放电钛酸锂电池储能系统，研究降低锂电池储能系统成本的方法; 从新能源消纳在以火电机组为主要调节电源电网的调峰调频需求机制出发，研究电池储能、火电机组的协调配置和调度运行等关键技术，接入山西省D5000调度系统 开展10MW级集装箱式锂电池储能系统应用和调度运行示范，提高电网的调峰调频能力，为新能源发电的消纳问题提供应对策略; 探索融资租赁模式在大规模储能电站上的应用，找出适用于大规模储能电站快速发展的商业模式。 系统容量不低于10MW/9MWh，其中集装箱式磷酸铁锂电池储能系统容量不低于8MW/8MWh，集装箱式钛酸锂电池储能系统容量不低于2MW/1MWh，系统最大效率>94%，80%放电深度，钛酸锂电池循环寿命>13000次，系统信号响应时间<100ms

　　项目参与方包括科研院所和多家企业，它们在项目中的角色：

　　中国电力科学研究院负责“掌握储能系统参与电网频率响应、调频、调峰等多目标应用的综合能量管理技术，掌握储能系统辅助火电机组参与电网调频的能量管理技术” 。太原理工大学重点研究“掌握大规模风力发电场和光伏电站并网对局域电网的影响机理，揭示大规模间歇式能源发电与储能系统出力互补特性及与电网接纳能力间的关联关系，并根据某省的电网特性，提出储能系统应用配置方案与布点原则” 其它企业要配合山西欣旺达能源互联网研究院开展10MW级集装箱式锂电池储能系统的工程示范。

 

 

来源:中关村储能产业技术联盟

 

 

7、艾科储能电站投运 南都电源“投资+运营”商用模式加速落地

2017-3-17

 

　　日前，位于江苏镇江市智能装备产业园的艾科储能电站一期工程成功投运。这是南都电源开创储能电站“投资+运营”新模式后，投运的项目之一。

　　南都电源不但负责提供该电站的全套技术解决方案、电站建设及运营服务，还负责储能电站的整体投资，并享有其所有权及收益权。

　　在各方人员的密切配合下，公司合理调配施工力量，强化过程管控，历时4个月，顺利完成了设备安装、调试试运行等工作。

　　电站一期工程的铅炭电池储能规模功率为0.75MW，额定储能容量为6MWh。主要设备包括南都铅炭电池4032节、电池管理系统BMS控制柜3台、交流并网开关柜2台、监控通信柜等。

　　储能电站并联于智能装备产业园配电室的400V母线上，以铅炭电池组为储能载体，调峰系统每天完成一个充放电循环，从而达到削峰填谷的目的，降低用电高峰时段的电力需求。同时为用电设备提供稳定的电力，全方位抑制配电系统中的瞬变与浪涌。

　　接下来，南都电源将通过基于云数据的能量管理系统，实现远程监控及智慧用能，为用户优化用能，持续创造更高价值，推动公司未来在分布式能源与能源互联网领域的商用模式创新。

　　2016年，南都电源“投资+运营”商用储能系统业务迅速发展和落地，多个储能电站已建成并投运，试运行期间储能电站的运行数据和收益情况良好，系统充放电转换效率及电费节约额等关键指标均达到预期。

　　截至2016年12月，商用储能系统已累计完成签约容量近1000MWh，其中在建项目容量150MWh，待建项目容量150MWh，投运项目容量近30MWh，公司在该领域已实现全球领先。

 

 

 

来源:南都电源

七、储能相关资讯

1、储能行业市场分析项目可行性研究报告

2017-5-24

 

　　目前我国储能行业的处于刚起步。随着下游需求的爆发式增长，储能的商业化应用也愈加迫切。2015年之前，项目以示范应用为主，集中在可再生能源并网、调频辅助服务、电力输配、分布式发及微电网、电动汽车光储式充电站;2015年-2020年，开始出现若干初具商业化但还不备规模的项目，逐步向商业化迈进;2020年之后，储能将逐步在各个领域实现商业化发展。

　　电力虽然是一种商品，但其生产、运输、消费几乎在同一时间完成，故经营上和一般商品也不一样。电力储存是 近百年的难题，影响着电力的商品属性，可以改变能源的使用方式，是未来能源产业发展变革的重要支撑。2016 年 2 月 29 日，国家发改委、能源局、工信部联合发布了《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》 （发改能源[2016]392 号，简称“指导意见”），指导意见多处提及推动储能产业发展，并对储能产业进行了新的定义。

　　指导意见中提出了集中式和分布式储能应用，赋予了能源更丰富的应用方式。其中，集中式储能电站主要配套传 统电网和新能源发电，实现传统电网的调频、调峰、削峰填谷等功能优化，或者解决新能源间歇性发电 限制、并网限电等问题。

　　实现电网平滑的储能方案示意图

　　

应对光伏限电的储能方案示意图

　　

　　对铅炭电池、锂离子电池、液流电池、钠硫电池、锂离子超级电容进行了比较，未来在储能应用环境下，更关心全周期使用过程中的系统度电成本，其综合了循环寿命和系统成本两个影响因素，就当前指标而言，我们认为：1）铅炭电池最具成本优势，最有可能大规模应用到当前储能市场；2）锂电未来成本下降空间大， 也将是主流技术路线；3）液流、钠流电池本身存在一些难以克服的问题，应用范围有限；4）锂离子超级电容初始投 资太大，虽然循环性能很好，但投资回报期很长，一般资金进入；故未来五年仍然以铅炭和锂电路线为主。

　　主流储能电池性能指标比较

　　

　　随着铅炭储能度电成本的下降，工商业企业用电的削峰填谷应用逐渐具有商业价值，一般情况下，用电尖峰时段 约占用电全时段的 5%，对应尖峰用电量约占总用电量的 20%，这一部分电量存在储能的商用价值。特别是部分工商业发达的大型城市，统计了国内大型城市的峰谷电价差，根据目前铅炭储能最 低 0.5 元左右的度电成本，电价差大于 0.8 元/kWh 的地区都有经济性，这些地区对应的 2015 年用电量合计约 为 3972.54 亿 kWh，若其中 10%的用电量通过储能来进行削峰填谷，大约需要 1.2 亿 kWh 的储能设备（其容量对应日 充放电量） ，若按铅炭储能每 kWh 约 1250 元的投资额计算，则对应累计市场规模 1500 亿元；若按锂电储能每 kWh 约 2000 元（考虑未来五年成本有望明显下降）的投资额计算，则对应累计市场规模 2400 亿元。

　　据统计数据显示，广东省、江苏省、浙江省、安徽省为用电大省，且电价差大多高于 0.8 元/kWh， 已具备储能经济性，这四大省 2015 年工业用电量分别为 3437.46 亿 kWh、3873.35 亿 kWh、2652.53 亿 kWh、1132.8 亿 kWh，合计超过 10000 亿 kWh，若按 10%配套储能，将对应约 4500 亿元规模的铅炭储能市场。

　　随着电改的推进，售电侧将逐步放开，存在更多的商业化储能市场，且锂电梯次利用在未来也将具有应用前景。

　　我国风电、光伏消纳困难的“三北”地区，主要为集中式风光电站，储能应用于这一领域主要的作用是调峰调频、 平滑出力、跟踪计划出力、辅助电网安全稳定运行等。对大型风光电站储能项目情况进行了统计，如表 4 所示， 可以看到，目前锂电、铅酸（铅炭）、全钒液流、超级电容技术路线应用较多。其中，2011 年由财政部、科技部和国 家电网共同启动的国家风光储输示范项目可谓是行业的风向标，项目一期工程位于河北省张北县，建设风电 100MW、 光伏发电 40MW、储能 20MW，从某种程度上也代表了国网对储能电池的技术偏好。

　　国家能源局最新发布的《电力发展“十三五”规划（2016-2020 年）》中提到，“十三五”期间，风电新增投产 79GWh 以上，太阳能发电新增投产 68GWh 以上，即到 2020 年全国风电装机达到 210GWh 以上，其中海上风电 5GWh 左右； 太阳能发电装机达到 110GWh 以上，其中分布式光伏 60GWh 以上、光热发电 5GWh。预计以风光发电中新增 装机量的 20%为基数，按 10%的功率比例配置储能系统，则储能装机量将达到 2.94GW，若每天存放 2 小时即对应 5.88GWh 新能源发电储能规模。另据 CNESA 发布的《储能产业研究白皮书 2016》显示，2015 年国内化学储能项目（不含抽水蓄能、压缩空气和 储热）累计装机规模 105.5MW，以锂离子电池、铅蓄电池、液流电池及超级电容为主，占比分别为 66%、15%、13%、 6%。预计未来受益于铅蓄电池（铅炭为主）储能成本优势，其装机量占比将有所提高，如表 5 所示，参照上述 测算的“十三五”期间新能源发电配套储能规模约为 5.88GWh，则对应配套储能投资规约 255 亿元。

　　新能源发电配套储能市场测算

　　受益于 3G、4G 网络建设的刺激因素下，电信固定资产投资 规模增速明显上升，未来在 5G 建设的带动下将继续保持平稳增长。按一般通信基站的配置要求，后备电源需求大约 占总投资的 2%~3%，预计“十三五”期间后备电源市场规模有望超过 500 亿元，一方面通过改造后备电源系统增 加其储能功能，盘活存量市场，另一方面通过设计一体化集成方案，开拓新增市场，更大程度地为客户实现节能套利。

　　国内电信固定资产投资额统计及预测

　　

　　受互联网和云计算技术的发展，过去 8 年中国 IDC 市场复合增长率达到 42.3%， 如图 6 所示，预计 2015 年以后增速都将在 30%以上，将明显拉动 UPS 的需求。2015 年国内 UPS 销售额为 47.6 亿元， 若“十三五”期间按 10%的复合增速，预计 UPS 整体市场规模将达到 300 亿元。2016～2018 年交通基础设施重大工程投入约 3.6 万亿，其电源设备需求也将有 200～300 亿元市场规模。www.chinazjph.com

　　依据当前全国充电桩建设进度，中性预测，2016 年充电桩新增市场规模约 78 亿元（含充电站基建投入），如 表 6 所示，若以《发展指南》中的“十三五”期间建设目标为准，直流充电桩新增 50 万个、交流充电桩新增 430 万个、 充电站新增 1.2 万座，对应投资规模分别为 450 亿元、344 亿元、360 亿元，即“十三五”期间新增市场规模约 1,154 亿元，保守也有 1047 亿元，对应充电设备中的储能模块市场不到 100 亿元。

　　新能源汽车充电市场规模预测

　　目前最具市场经济性的是传统电网削峰填谷，已经可以实现无补贴的商业化推广，若“十 三五”期间在大型工业城市投资储能项目，则市场规模有望达到 1500～2400 亿元，此外，未来若在大型工业省份全面 推广储能，则市场规模更可观；后备电源及 UPS 储能也不需要补贴，市场规模约为 1000 亿元；新能源发电可按一定 比例配套储能，市场规模约为 255 亿元，但尚需补贴；另外，户用储能和充储放一体化充电站等市场规模不到 100 亿 元，且需要补贴才能推广。综上所述，传统电网削峰填谷将是未来五年最大的储能市场。

　　我国储能应用商业化前景及“十三五”期间市场规模预测

　　

　　目前储能应用最大的空间在于风光电厂的应用。受制于火电拉闸局限以及西部地区有限的消纳能力，2015年的弃风、弃光现象突出。光伏方面，2015年全国弃光电量40亿，弃光率约10%。甘肃弃光率达31%;新疆自治区弃光率达26%。风电方面，2015年弃风电量339亿千瓦时，同比增加213亿千瓦时，平均弃风率达到15%，同比增加7个百分点，同样是西北地区问题最突出。

　　储能的引入可以将多余电能储存起来，待需要时释放，加装在风光电场可以弥补风、光发电存在的间歇性和不稳定特点，也更有利于能灵活调节，提高发电系统效率。此外，风电和光伏对电网接入的友好性也得到改善。

　　其次，传统电厂往往需要配备备用电源，投资非常大，储能设施的引将有利于电厂降低成本，提高效率。储能设备在负荷低谷的时候储存多余电量，符合峰值时将负荷谷底存储的多余电量发送给电网，从而减少发电公司的不必要投资，提高设备利用率。在商业化推广方面，利用各省市的峰谷电价差发挥储能的成本优势，进行削峰填谷的电力调节，再与客户分享收益。随着微电网的逐步推进，储能在家庭电网中也将发挥重要作用。

　　应用格局

　　

　　目前，国内的储能市场主要分为两类，一类是用户端分布式发电及微电网中储能的应用，占比大约为56%，另一类是集中式风光电站(可再生能源并网)储能应用，占比约为35%，目前两者累计装机规模已超过国内市场的90%，电力输配和调频辅助服务占到9%左右的市场份额。

　　由于储能在国内不具有市场主体地位、补偿机制不明确、调度经验缺乏等原因，目前仍处于产业化初期，并未形成成熟的商业模式，主要以功能性示范项目为主。

　　

　　随着储能示范项目积累的运行经验以及技术提升带来的成本下降，目前储能已经在分布式发电与微网、电力辅助服务、用户侧需求响应和电动汽车车电互联等四个领域出现市场机会和商业化模式。

 

来源：百家号

 

2、产业前景大好 盘点2017我国储能新格局

2017-5-26

 

　　5月23日，由中关村储能产业技术联盟主办的“储能国际峰会暨展览会2017”拉开帷幕，《储能产业研究白皮书2017》也在开幕式上正式发布。

　　《储能产业研究白皮书2017》显示：截止到2016年年底，全球投运储能项目累计装机规模168.7GW，同比增长2.4%，其中，电化学储能的累计装机位列第三，规模为1769.9MW，同比增长56%。在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机占比最大，比重为65%，同比增长89%。

　　储能浪潮来袭，众多企业也纷纷加紧布局。此前（5月12日）国轩高科股份有限公司发出公告，拟以自有资金与上海电气集团股份有限公司共同投资设立上海电气国轩新能源科技有限公司(名称暂定)。此次合作，双方将集中优势资源，强强联合，共同推动清洁能源及新能源储存应用的发展。

　　两个业内“大新闻”的发布，充分说明近年来储能产业发展态势较好，储能产业作为未来推动新能源产业发展的前瞻性技术，在新能源并网、电动汽车、智能电网、微电网、分布式能源系统、家庭储能系统、无电地区供电工程以及未来能源安全方面都将发挥巨大作用，市场前景非常广阔。

　　储能产业前景大好，离不开政策的扶持

　　今年3月，中国国家能源局下发了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见(征求意见稿)》公文，为储能的发展打了一剂强心针。该文指出，储能是采用高比例再生能源的必要领域，可提高电力系统稳定度与电力消纳完整性，对于能源转型具重要作用。

　　4月，国家发改委、能源局下发《关于新能源微电网示范项目名单的通知》，28个新能源微电网示范项目获批。据悉，这批项目带来的新增光伏装机量为899MW，新增电储能装机超过150MW。

　　目前，储能已列入我国“十三五”规划百大工程项目，储能行业“十三五”规划等相关政策已开始编制，后续有望相继出台。同时，国家发改委、能源局联合下发了《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》和《能源技术革命重点创新行动路线图》，要求研究太阳能光热高效利用高温储热技术、分布式能源系统大容量储热（冷）技术。

政策引领，盘点我国企业2017年储能新布局

 

　　南都电源

1月9日，南都电源与建行浙江省分行营业部签订储能电站基金战略合作协议，首期基金总规模拟为50亿元。据悉，本次成立的电站基金作为投资方，将投资于公司的储能电站建设，可满足公司未来二至三年储能电站的建设需求，有助于加速公司储能电站商用项目的市场拓展。随后，1月12日，南都电源与中恒电气(联合体)在“中国移动政企分公司信息港四号地A2-1、A2-2数据中心项目储能及备电服务采购”招标中中标，中标总容量为121.7MWh。据了解，该项目将公司在储能领域的“投资+运营”商用模式应用于大型数据中心机房，实现了IDC领域的削峰填谷储能应用。该模式不但可以实现数据中心机房的节能减排，还能通过削峰填谷，产生巨大的经济效益，大幅降低数据中心运营成本。

 

　　猛狮科技

2016年5月底，猛狮科技与陕西省定边县人民政府就投资建设储能电站项目达成合作意向，公司计划四年内在定边县投资建设500MWh储能电站、100MW地面光伏电站、100MW风力发电站、50MW光热发电站及相关可再生能源发电设施，形成西北地区规模较大的可再生能源发电及储能应用综合示范中心，总投资额约56.2亿元。本次合作项目一旦建成，不仅将可以为当地电网的稳定运行提供后备保障，也可以为电网削峰填谷提供中间储能体。

 

　　比亚迪

　　5月初，比亚迪在澳大利亚太阳能及储能会议及展览会上展出了两款光伏组件以及两款家用储能产品。其中，双面玻璃组件使用了比亚迪自主研发的双面玻璃技术，通过对业界现有技术的改进，实现了在发电功率、效率、产品寿命等方面的大幅提升，同时还解决了一系列长期困扰光伏组件研发的技术问题。近日，更有内部消息称，比亚迪汽车电子业务将拆分原有体系，独立经营，未来或增加云轨和储能两大布局。

　　科陆电子

　　科陆电子是国内储能行业龙头，参与超过200个储能项目建设，自有光伏电站为储能发展提供了强劲的内生动力，业务范围从示范项目向商业化项目拓展。

　　科陆电子在储能PCS、BMS等领域布局具备先发优势，同时参股国能、江西科能、与LG设立储能合资公司，储能电池领域储备充分，拥有提供储能系统集成与解决方案的能力，产品具备较强竞争力。并在玉门风光储、上能佛山、山西同达等储能项目中已经奠定了在储能行业的地位，随着储能成本的降低及政策的完善，预计储能市场即将实现突破，储能业务也将快速增长。这一举措将加速科陆电子从设备提供商向综合能源服务商的战略转型。

 

　　中能电气

　　中能电气是一家能源互联网系统解决方案运营商。淄博火炬为中国船舶重工集团动力股份有限公司全资子公司，目前，该公司已具备工业电池、锂电池电芯生产技术和能力。

　　4月21日中能电气发布《关于公司签署战略合作框架协议的公告》，公告公示，中能电气与淄博火炬能源有限责任公司签署合作开展“新能源储能和分布式能源供应项目投资建设与运营”战略合作框架协议。自本战略协议签署后一年内，双方计划共同投资开发200MWh分布式储能系统，三年内累计投运1GWh分布式储能系统。

 

　　杉杉股份

　　杉杉股份于2016年年底宣布，计划在3年内投资50亿元用于杉杉能源管理服务产业化项目，主要内容为根据工商企业用户的综合用电需求，制定实施“储能节电”、“光伏发电”或“光储结合”的最优化综合解决方案。其中，储能管理服务项目计划投资的资金将重点用于推广削峰平谷的储能节能服务，拟建设规模约2GWh，对应的投资规模约38亿元。

杉杉股份拥有丰富的电芯企业合作资源，并且在电池PACK储能系统领域也具有一定的技术优势，在全国电力制度改革的背景下，公司顺势进入储能电池领域发展亦顺理成章。

 

　　中航锂电

　　中航锂电在2016年推出了CA-ES系列家用储能产品，主要由光伏组件、储能电池系统(EES)和能源管理系统(EMS)三大部分组成，将光伏发电、电力存储及智能控制融为一体。

早在几年前，中航锂电就在储能领域有所动作，其储能项目累计超过20个，容量达30MWh，储能系统稳定运行已达五年。其中集装箱储能的典型应用案例有安顺集装箱式储能电站项目140kWh、南方电网移动电源车储能项目500kWh、北麂岛集装箱式储能项目800kWh、山东长岛集装箱式储能项目1MWh。

 

　　中兴派能

中兴派能的家庭储能产品在澳洲、欧洲市场备受客户赞誉，已经进入超过5000户高端家庭用户，是中国乃至全球市场占有率最高的产品。中兴派能计划以市场为牵引，以研发为基础，在高端、细分领域深耕细作，树立派能产品形象。

 

　　协鑫集成

在4月24日的第七届中国国际储能大会上，协鑫集成的相关负责人表示协鑫集成计划“打造第二主业”调整战略、押注储能产业，并将储能技术装备与储能技术视为关键发力点，用以打通协鑫在分布式能源、光储一体化、能源大数据、能源互联网等方面的经脉。

 

　　东旭蓝天

　　5月9日，东旭蓝天相关负责人表示，公司已经在储能方面进行布局，目前公司下属东旭储能（北京）科技股份有限公司已和玉门市政府开展国家级储能示范基地合作项目，并和北京德青源公司开展储能及微电网应用项目，拓宽公司能源产业链，提升公司的核心竞争力。

　　除上述企业之外，比亚迪、国轩高科、雄韬股份、欣旺达、阳光电源、中天科技等电池企业也纷纷在储能领域加紧布局。苏州辉腾、西藏尼玛、大连融科（部分）、比亚迪长沙园区、山西阳光、贵州毕节等已开工的储能项目也会在今年积极推进。

　　拓展储能新格局，电池企业明天更辉煌

　　有数据显示，中国排名前五位的储能系统供应商分别为：阳光三星、圣阳电源、科陆电子、宁德时代、欣旺达，五家企业的新增投运储能装机总规模超过2016年中国新增投运项目装机总规模的90%。截至2016年年底，中国投运储能项目累计装机规模24.3GW，同比增长4.7%。其中电化学储能项目的累计装机规模达243.0MW，同比增长72%。

　　储能的发展对于解决污染能耗、充电桩电力负荷配网、光储充一体化问题作用突出，对电力管理方面的意义也更加深远。同时，储能的发展将直接改善能源供给在时间与空间上的分配，亦能改善能源结构，与政府的电力体制改革脚步密不可分。

　　自2016年年底新能源汽车政策调整，补贴退坡后，动力电池企业与整车厂降成本压力倍增，面对上下游的“挤压”，动力电池企业开放视野，瞄准储能领域，提前布局对企业本身发展来说更具战略意义，也是推动我国储能走向商业应用的重要途径之一。

　　尽管储能的发展如火如荼，但短时间内仍处于产业化初期，不具有市场主体地位、补偿机制不明确、调度经验缺乏都成为了制约储能发展的重要因素。在当前的储能环境下，笔者认为铅炭电池最具成本优势，但随着锂电池成本下降空间不断增大，锂电池有望成为储能市场未来的主流技术之一。另一方面，锂离子超级电容尽管在循环性能上具有相当大的优势，但初始投资大，回报期长，易成为中小型电池企业的壁垒。

 

 

来源:电池中国网

 

3、储能在多能互补集成优化中的应用

2017-4-12

 

　　此前国家发改委、国家能源局发布了《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》，入选示范的项目将享受多种优惠条件，包括经国家认定的多能互补集成优化示范项目优先使用国家能源规划确定的各省(区、市)火电装机容量、可再生能源发展规模及补贴等总量指标额度;风光水火储多能互补示范项目就地消纳后的富余电量，可优先参与跨省区电力输送消纳;符合条件的项目可按程序申请可再生电价附加补贴，各省(区、市)可结合当地实际情况，通过初投资补贴或贴息、开设专项债券等方式给予相关项目具体支持政策。

　　综合此次示范项目的出炉，以及近期连续发布的各个能源规划、国家能源局就这些规划所做的解读来看，未来一段时期，能源行业将由单一能源进入到一个多种能源有机整合、集成互补的能源体系。

　　那么什么是多能互补，储能在多能互补集成优化中的应用都有哪些呢？北极星储能网根据电力规划设计总院战略规划处副处长徐东杰先生在2017国际储能峰会暨中国国际储能技术与应用展览会中的演讲，为大家整理如下：

　　一．多能互补集成优化

　　多能互补是指按照不同资源条件和用能对象，多种能源互相补充、协同供应，以满足用户用能需求。

　　多能互补并非全新的概念，热电联产、冷热电多联供、风火打捆等都可以称为多能互补。

　　1.目前多能互补遇到的困难

　　（1）各自为政，既难以满足个性化需求，也不利于降本增效

　　（2）转换输送环节过多，能源利用效率低

　　（3）可再生能源消纳问题日益严重

　　（4）新技术应用缺少动力

　　2.多能互补的背景

　　（1）经济背景：经济新常态、技术革命-产业革命-经济振兴

　　（2）社会背景：排放、雾霾、清洁发展、智慧能源

　　（3）技术背景：能源利用效率不高、可再生能源消纳困难、天然气消费不振

　　（4）政策背景：可再生能源补贴不足、电力体制改革、油气体制改革

　　3.多能互补要素

　　（1）按需定制（强调匹配、存量优先）

　　（2）因地制宜（符合自身实际）

　　（3）经济合理（利用好现有政策，探索新模式）

　　（4）智能友好（既满足个性需要，又符合整体要求）

　　4.多能互补——“互联网+”智慧能源

　　互联网与智慧能源生产、传输、存储、消费以及能源市场深度融合的能源产业发展新型态，建设能源生产消费的智能化体系，多能协同综合能源网络，与能源系统协同的信息通讯基础设施，将传统能源市场去中心化，实现供需双方实时互动，促进化石能源清洁高效利用，提升能源综合效率，推动能源市场开放和产业升级

　　5.能源互补——新能源微电网

　　新能源微电网是基于局部配电网建设的，风、光、天然气等各类分布式能源多能互补，具备较高新能源电力接入比例，可通过能量存储和优化配置实现本地能源生产与用能负荷基本平衡，可根据需要与公共电网灵活性互动且相对独立运行的智慧型能源综合利用局域网。

　　6.多能互补——“互联网+”智慧能源、新能源微电网及多能互补的区别与联系

　　不同点：（1）“互联网+”智慧能源更加侧重于能源与互联网技术的深度融合。

　　（2）多能互补更加强调多种能源品种的协同及梯级利用

　　（3）新能源微电网则是基于局部配电网建设的，风、光、天然气等各类分布式能源多能互补系统。

　　相同点：多能协同综合能源网络

　　7.多能互补——建设模式

　　多能互补集成优化示范工程主要有两种模式：一是面向终端用户电、热、冷、气等多种用能需求，因地制宜、统筹开发、互补利用传统能源和新能源，优化布局建设一体化集成供能基础设施，通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式，实现多能协同供应和能源综合梯级利用；二是利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气等资源组合优势，推进风光水火储多能互补系统建设运行。

　　8.多能互补——建设目标

　　2016年，在已有相关项目基础上，推动项目升级改造和系统整合，启动第一批示范工程建设。“十三五”期间，建成国家级终端一体化集成供能示范工程20项以上，国家级风光水火储多能互补示范工程3项以上。

　　到2020年，各省（区、市）新建产业园区采用终端一体化集成供能系统的比例达到50%左右，既有产业园区实施能源综合梯级利用改造的比例达到30%左右。国家级风光水火储多能互补示范工程弃风率控制在5%以内，弃光率控制在3%以内。

　　9.多能互补——建设原则

　　终端一体化集成供能系统以综合能源效率最大化，热、电、冷等负荷就地平衡调节，供能经济合理具有市场竞争力为主要目标，统筹优化系统配置，年平均化石能源转换效率应高于70%。风光水火储多能互补系统以优化存量为主，着重解决区域弃风、弃光、弃水问题；

　　创新多能互补集成优化示范工程政策环境、体制机制和商业模式，符合条件的示范项目优先执行国家有关灵活价格政策、激励政策和改革举措。

　　10.多能互补——建设特点

　　（1）通过能源多联产和能源梯级利用提高化石能源转化效率

　　（2）通过优化能源系统，减少弃风、弃光和弃水，提高可再生能源消纳比例

　　（3）优先就近消纳，智能化、信息化生产与消费

　　（4）体现技术创新、装备创新、模式创新

　　二．储能在多能互补集成优化中的应用

1.我国储能项目统计

　　2.储能发展障碍

　　（1）技术路线不成熟（化学、物理、电磁）

　　（2）经济性有待提升（投资，寿命，维护，转换率）

　　（3）定价体系不明确（作用不易量化）

　　（4）市场机制不完善（辅助服务，商业运行模式）

　　（5）缺乏数据支撑（大容量项目少）

　　3.储能发展案例

　　得益于技术进步、成本降低，在目前无补贴的情况下，储能在一些解决方案上已实现有条件的商业化运行

　　（1）储能系统与火电机组捆绑参与电网调频服务的商业示范项目取得了较好的应用效果，锂离子电池的灵活快速调节能力为项目带来了商业价值。

　　（2）储能已经被验证的应用主要包括解决弃风/弃光，跟踪计划出力，平滑输出和参与调峰调频辅助服务。

　　传统的电力系统，发-输-配-用一次完成。随着大规模新能源电力接入电网，电力系统需要在随机波动的符合需求与随机波动的电源之间实现能量的供需平衡，其结构形态、运行控制方式以及规划建设与管理发生根本性变革。

　　储能技术的发展为实现这种变革提供了物理支撑，但是技术的持续进步还需要商业运行模式的支持。

　　4.储能的作用

　　（1）通过峰谷电价差套利

　　（2）平滑出力

　　（3）跟踪计划出力

　　（4）参与调峰、调频辅助服务

　　（5）存储弃风、弃光电量

　　（6）构建友好型电源（虚拟同步机）

　　（7）增加系统灵活性，构建供给侧和需求侧间得桥梁

　　多能互补集成优化工程中，储能往往会不同于之前的单一运行模式，至少还应考虑在整体运行中的方式。同时考虑到多个能源品种的综合供需，有时还会跨出电力系统，与冷热供应，燃气等进一步统筹。

　　5.储能发展驱动

　　从政策层面看，补贴和补偿政策，市场机制和价格机制是推动储能应用可盈利的几个因素，多能互补示范项目将在下面一段时间，集中研究听取关于储能的汇报；从技术和应用层面看，降低技术成本、寻找更多的储能市场机会则是储能从业者接下来的重点工作。未来，我国的能源变革、大规模可再生能源的接入和电力体制改革进一步深化都将给储能产业创造巨大的市场商机，储能技术的发展优化也将更贴近市场和用户的需求。

 

来源:北极星储能网

 

4、储能是节能：发展储能一定是因为有浪费

2016-7-20

 

　　随着可再生能源以及能源互联网的发展， 储能行业的战略地位日益凸显。有机构预测，当前中国储能市场已处于爆发前夕，预计4-5年的时间，其市场规模将有十倍以上的增长。

　　近日，浙江南都电源动力股份有限公司(简称南都电源)总裁陈博就储能行业发展的问题接受了本报记者的采访。

　　发展储能一定是因为有浪费

　　中国能源报：储能行业风生水起，您觉得储能的价值是什么?

　　陈博：我一直强调，储能的存在价值，一定是因为在日常的电能利用中存在低效、浪费的地方，选不选择发展储能，其实就是我们在浪不浪费之间要做出的选择。近几年，国内外的研究机构纷纷将储能技术列入未来十项最重要、将对人类社会产生重大影响的技术之一，我国也不例外。将储能列入“十三五”新能源发展规划，也说明了储能的存在价值。以前，通常认为电网特点就是发电和供电，其实是缺少了对时间因子的认识，而这个时间因子的价值就需要靠储能去完善和完成的。同样，新能源的蓬勃发展，其天然所具有的波动性和不可预测性给了储能技术的发展空间。

 

 

 

来源:中国能源报

 

5、指望不上政府补贴的储能行业怎么办？

2017-5-3

 

　　自去年以来，储能越来越得到国家重视，各种储能文件不断出台，尤其是3月份国家能源局下发的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见（征求意见稿）》（简称《征求意见稿》），更是为我国未来储能政策实施明确了路径。政策助力下，业界预计储能的春天或已来临，与之相伴的是，不少企业争相进军储能市场，加大投资布局，储能风口已至。

　　这一背景下，4月24—26日中国化学与物理电源行业协会等主办的第七届中国国际储能大会现场异常火爆，云集了各路企业、专家。

　　呼吁国家对储能扶持

　　储能系统作为新能源发展的“最后一公里”，在可再生能源并网、分布式发电与微网、调峰调频、需求响应等领域发挥着重要作用。然而长期以来，对比动力电池的补贴政策，国家对储能领域的重视程度相对要弱很多。“2013年开始行业就期待对储能实施补贴政策，到现在也没出来。”山东圣阳电源副总经理隋延波在接受记者采访时如是说。

　　“对储能电池的支持比较少，这一点希望政府能够很好的重视。”中国工程院院士杨裕生这一发言代表了储能行业的心声。

　　《征求意见稿》提出，“未来政府将会根据不同的应用场景进行针对性的补偿政策，研究建立分期补偿以及补偿退坡机制，将电力改革与储能价格政策进一步结合。”

　　针对这一表述，不少企业在采访时表示，希望能够尽快落实，“这样储能就有一个很好的预期。”

　　在华北电力大学教授、中国能源政策研究中心主任王鹏看来，储能行业发展有赖于良好的体制和政策支撑，未来要明确储能和储能服务的商品属性，明确储能在电力市场中拥有独立的市场地位，确保储能公平参与市场且价格商业化。

　　据中国化学与物理电源行业协会秘书长刘彦龙透露，为推动储能行业发展，该协会与国家发改委价格司正在起草关于支持储能产业发展价格政策建议，暂定5月底和发改委价格司召开这一政策的闭门会议。

　　出台储能补贴可能性不大

　　相比新能源汽车动力电池享有的大力度补贴政策，国家会否出台储能补贴？这在不少与会人士看来，“可能性并不大。”

　　王鹏坦言，现在国家可再生能源补贴尚且存在很大的缺口，再要求对储能进行补贴，几乎是不可能的。

　　没有补贴的情况下，处于爆发前夕的储能行业该怎样突围？

　　王鹏呼吁，“一是建立一个好的市场体系，可以打破电改9号文及其配套文件的一些具体规定，坚持市场化原则；二是呼吁全产业链支撑储能辅助服务市场体系。关键是我们要改变依赖政府补贴、依赖政府简单支持的思想观念，转变成希望市场开放，希望市场进入比较规范化的渠道。”

　　隋延波建议，政府应该在政策上推动储能。“可对标业界公认的最成熟、最经济的抽水蓄能，呼吁开放抽水蓄能电站储能政策（双调电价、损耗公摊），合理设计退坡式储能峰谷电价差政策，共推分布式储能在源—网—荷—储—用的建设，构建链接能源互联网、支撑可再生能源快速高效发展的云储。”

　　此外，隋延波还建议，储能可从小（纳米网、微电网、 局域网）入手，发掘储能系统价值，将储能与备电、需求侧响应、电能质量管理等结合，满足客户需求导向，从而寻找可商用的机会。

　　探索储能商业模式

　　相比物理储能，电化学储能有着显著的优越性,如高效性、多样化和灵活性等，尽管有优势明显，但是经济性是绕不开的槛，使得一些储能商业模式无法实现盈亏平衡。如何体现储能经济性，凸显储能价值，不少企业已在积极探路。

　　南都电源自2015年底推出“投资+运营”的商用模式，为工业用户提供削峰填谷及需求侧响应、电能质量改善等节能解决方案，实现在没有补贴情况下的商业化应用。

　　“2016年公司商用储能电站项目推进迅速，目前累计已交付的示范项目及投资运营项目总容量已达到242MWh。”采访中，南都电源总裁陈博告诉记者，“同时我们进行了投资与运营架构设置，成立能源互联网运营公司，与建设银行浙江省分行共同组建总规模为50亿元的储能电站产业基金也正在推进之中。”

　　银隆董事长魏银仓创新性地提出了金融租赁模式，“凡是国企的电厂、变电站，只要上储能，银隆可以做到零价供货，靠金融租赁的模式让运营方钱赚，运营方可以不投资，也没有风险。钛酸锂电池长寿命、高可靠带来的技术模型支撑了金融模型，而两个模型支撑了银隆未来发展储能的商业模型。”

　　魏银仓给记者算了一笔账，尽管钛酸锂储能初期投入大，“但一定要计算全寿命周期，要把经济效益、社会效益和全生命周期剖析透。这一模式解决了三个问题：一是用户不必一次性负债或借款或用自己的现金流进行投资；二是证实了产品的质量和生命周期；三让技术模型进入市场变成商品。用户通过直接衡量经济效益，选择是投资还是租赁。”

　　据悉，目前银隆储能的金融租赁模式刚刚启动，今年其钛酸锂电池产能是去年的十几倍，产能扩大、成本下降使钛酸锂储能具备大规模推广的条件。

　　山东圣阳电源则提出BOT（建设—运营—转让）的商业模式。“在储能系统中，电池成本占到2/3，而电池长循环寿命在短期内难于验证，成为投资方最大的担忧。从风险可控角度，我们愿意用BOT方式跟业界合作，或是我们自己投资或是共同投资。”隋延波表示，“目前正在做项目对接。通过这一模式兜底，整合各方资源，将储能资产变为具有固定收益的、风险可控的优质资产，从而有利于推动储能商业化发展。”

 

 

 

来源:中国能源报

 

6、“光伏+储能”为什么成为最具潜力组合？

2017-4-5

 

　　储能的出现给能源系统带来无限的可能。

　　储能可以在电力需求低时储电，在电力需求高时放电，可以帮助电网更好地融合风电和太阳能发电，保证可再生能源发电厂持续工作，避免弃风弃光等现象发生。

　　众所周知，风电光伏等可再生能源最大的问题是时有时无的间歇性和时大时小的波动性，并且还很难预测，于是在用能需求不变的前提下，只有两种办法，一种是把一个地方多余的能量运到另一个需要能量的地方去，即建设输电通道;另一种是把多余的能量储存起来，等需要的时候再用，即储能。

　　据了解，把1度电送去别处的成本约1至5角钱(依靠电网)，把1度电储存起来在释放出来的成本超过1元钱，有些储能方式成本远超1元钱，那么该建设电网还是储能设施呢?

　　我国可再生能源主要集中在西北地区，这些地方本身消纳能力就不足，就储能的功能来说，我们不仅仅是为了存电，而是放电，如果是这样，储能在其中能起到多大的价值呢?储能的应用价值究竟在哪里呢?针对上述问题，北极星储能网在第四届国际储能峰会上采访了德国莱茵TüV集团大中华区总经理李卫春。

　　李卫春

　　储能的发展最大的问题是应用的场景和经济性，经济性对各个行业来说都是一样的，不管是在风力发电用储能、还是生物质、或是传统的火力发电包括光伏等等，配备多大容量的储能就会花费相应的成本，所以就经济方面来看，大家的机会是均等的。

　　就应用模式来讲，李卫春认为光伏是储能最合适的应用场景。我们需要储能，最重要的原因就是新能源的占比要提高，新能源发电对于电网接入来讲要更具友好性，新能源发电的电能质量要提高，让新能源成为可靠、高效、安全、受欢迎的新能源，而这个问题，大部分都是需要储能来解决的。所以说储能跟新能源的绑定一定是很默契的，而且是必须的。同时，能源互联网和能源管理也需要储能来作为基础设施。

　　李卫春拿风电、光伏进行举例。风力发电主要以大型风电场为主，现在已经走向海上风电了，从规模来讲都是非常大的，所以它对于储能的应用场景更多的就是电力系统和工业的应用需求。但是光伏可以是无处不在的，它的应用场景有很多，比如它可以应用于家庭中，可以应用于公司等建筑物的楼顶，也可以应用在大型的小区或者工业区，地面电站就更不用说了。所以储能可以跟光伏的各个应用场景进行结合。而且，就近阶段中国光伏来讲，从地面电站到商用然后到分布式，在这个过程中陆陆续续遇到一些难题和困难，储能与光伏配套的意愿性和时效性非常好，这个就会快速带动光伏+储能的发展。

　　李卫春表示，储能的产品进入户用领域，如果可以把产品设计的像家电一样，对于用户来讲是很愿意接受的，后边要考验的就是系统的价格、安全性。如果这两个问题能够解决，我认为光储的发展是势不可挡的。

　　未来储能市场空间极其巨大，这是毋庸置疑的。

　　单就中国市场，到2020年光伏装机不低于110GW，其中至少60GW的配额在分布式光伏;2030年全国光伏装机总量很可能将突破400GW，分布式光伏很可能突破200GW以上，试想一下这些项目如果全部配备储能，将是一个多大的市场?

 

 

来源:北极星储能网

 

7、储能：蓄势待发 能源革命

2017-5-19

 

　　储能有需求，政策需引导。目前我国已经出台了多项文件大力支持储能行业发展，但是限于我国目前缺乏电力交易市场，在现有的电力体制下，大部分地区居民及工商业的峰谷价差较小，无法满足项目成本回收和内部收益率的要求，储能应用项目大多数仍然是示范项目，除了抽水蓄能以外，国家没有对其余储能政策进行直接补贴的政策。同时由于储能技术的多样化，制定不同技术的标准也迫在眉睫。因此，我国的储能产业还处于发展的初级阶段，行业的发展需要更多落实到操作层面的政策和相关技术标准。目前部分储能技术较为成熟，同时下游用户侧有储能的需求，整个产业具有内生性的动力，政策和标准的明确有助于内在需求的释放。

　　刚需推动，成本优先。在现有的政策及技术条件下，我们认为低成本技术将会占据先发优势，而刚需应用场景为各储能技术大幅降低成本带来契机。在技术端，国内在抽水蓄能、铅炭电池及锂电池这三方面技术积累最多，应用时间最长，使用规模最大，因此是应用首选。而在应用场景端，由于政策标准及补贴的缺失，目前要大规模使用储能，一是技术本身比较成熟，成本较低，二是应用场景有刚需，同时本身有补贴可以覆盖这部分成本。

　　新能源发电、削峰填谷及新能源汽车拥抱储能。从技术和场景结合的角度来看，我们认为新能源发电侧及新能源汽车是刚需应用，在行业发展中将最先爆发；其次，工商业用户的削峰填谷可以为用户节约电费，降低峰值容量，在用储能进行削峰填谷后用户可以节约电量电价和容量电价两部分，效果显著。此外，新能源汽车（主要是锂电池动力汽车）的发展则开辟了移动式储能的应用场景，由于我国大多数经济发达的城市对汽车采取摇号政策，而新能源由于有独立的摇号体系因此对急于用车的人来说解决了燃眉之急，同时目前新能源汽车的续航能力足以满足个人非长途旅行的驾驶需求，因此有较大的发展潜力。对于汽车拥有者来说，可以在不影响出行的情况下通过V2G将汽车作为移动式的储能单元与电网互动，从而达到坐不出户也能赚钱的目的。此外，由于我国对工商业用户采用两部制电价，其中基本电价只与当月的最大需用量有关，同时工业企业的电度电价在企业成本中占据了较高的比例，因此企业对于降低电价费用有着强烈的诉求。

　　技术适配应用场景是关键。储能的技术即使大致分类也多达十数种，不同的技术特征不同。

　　我们认为没有无用的技术，只有用错场景的技术。不同的储能技术适配不同的应用场景，如超导飞轮储能更适宜与制氢、储氢搭配，而储热更适合用于光热发电等。每种技术的价值只有在最适配的应用场景中才能达到最大化。以南都电源的铅炭电池为例，由于铅炭的特性使得其更适合能量型应用，同时成熟的技术让铅炭电池价格具有很好的竞争力，目前我们保守估算铅炭储能项目税后IRR为5.2%，已经具有一定的商业化价值。

 

 

来源:中财网

 

8、2016年储能产业盘点 用户侧储能持续走热

2017-4-28

 

　　储能产业在2016年经历了一个快速发展的小高潮，在政策的支持下，储能应用领域更加明晰，储能项目规划量大增，储能厂商、用户单位和投融资机构联手积极拓展储能的应用市场，探索储能的多种应用模式，大力推动储能商业化应用。

　　用户侧储能应用持续走热，试水多种盈利模式

　　目前，用户侧不仅是我国储能应用的最大市场，也是持续保持高增长的一个领域。根据中关村储能产业技术联盟(以下简称CNESA)的统计，2000-2016年应用于用户侧(即分布式发电及微网领域) 的投运储能系统累计装机量为107.9MW(不包含抽水蓄能和储热项目)占全部装机的比例为57%。从2015年下半年至今， 储能产业经历了一个增长的小高潮，根据CNESA 2015年7月~2016年12月的统计，这期间储能装机的新增规划量约为740MW(估算的容量为3.8GWh，不包含抽水蓄能和储热项目)，其中，安装在用户侧的比例占全部规划的54%。

　　

　　安装于工商业用户端或是园区的储能系统是我国用户侧储能的主要应用形式， 主要服务于电费管理，帮助用户降低需量电费和电量电费。在这些领域，储能既可以与光伏系统联合使用也可以独立存在; 通过峰谷电价差套利是最主要的盈利手段，根据不同地区的政策，需量电费管理和需求侧管理是辅助盈利点。由于储能系统成本有差异，各地区的峰谷电价差不同，因此项目的盈利空间也有差别。以峰谷电价差在0.75~0.80元之间的地区为例，(假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，安装铅炭电池系统，每天两次充放)目前储能电站项目静态投资回收期在7~9年不等。

　　

　　从现有项目看，储能系统的资产一般掌握在储能厂商或系统集成商手中，收入就是为用户节约的部分电费。由于投资回收期较长，厂商或集成商的风险较大，还要支付项目的先期投入，压力也不小。近期， 投融资机构对储能产业的渗透不断加强，从关注逐步向合作转化;由投融资机构参与的储能电站建设模式不断涌现。

　　为了不断增强储能系统在用户侧的应用价值，提升其在用户侧的广泛应用度，结合近期出台的国家和地方政府的政策，储能产业的参与者也在探索和挖掘用户侧储能的细分市场以及多种应用模式。2015年-2016年是能源政策、电改政策、可再生能源政策、节能减排等相关政策的频发期。这些政策的出台，直接或间接地推动了储能用户侧市场的发展。

　　目前储能系统的应用类型单一、应用市场机制不健全和缺乏体现其商品价值的定价制度是其利润低、市场需求不明晰和可持续盈利潜力不足的主要原因。借力政策、寻找储能的多重应用市场，在应用中，强化刚性需求，弱化成本障碍是主要目标。储能厂商也紧抓市场机遇，积极参与新能源微网、能源互联网、多能互补、电能替代、备用电源、车电互联等领域的项目开发和申报。

　　但随着储能成本的进一步下降，电改政策红利的显现(例如峰谷电价制度的完善、尖峰电价的制定、需求侧管理等补偿机制的建立，电力市场用户侧多种增值服务开展等)，储能细分市场的不断开发和应用的深化，用户侧的储能市场将成为储能在我国实现商业化应用的先行军。

　　大规模储能市场开启

以风电和光伏发电为主的可再生能源发展是我国能源发展的重点之一。根据“可再生能源十三五规划”的目标，到2020年，光伏发电达到1.05亿千瓦(105GW)，光热发电达到500万千瓦(5GW)，风电达到2.1亿千瓦(210GW)。到 2020年，全部可再生能源发电装机6.8亿千瓦，发电量1.9万亿千瓦时，占全部发电量的27%。作为清洁的可再生发电资源，光伏发电和风电在经历快速发展的同时，也面临着弃风、弃光等可再生能源并网消纳困难等一系列问题。经过十多年的研发和示范应用， 大规模的储能(包括储电、储热、储氢) 建设已经被定义为解决可再生能源并网消纳的重要手段之一。

　　在集中式可再生能源发电领域，储能已经被验证的应用主要包括解决弃风/弃光，跟踪计划出力、平滑输出和参与调峰调频辅助服务。在此领域，储能系统的大容量、大规模建设和应用是重点;此应用场景对储能的成本、寿命、安全性的要求都很高;特别是储能接受电网调度进行调峰调频服务的时候，容量和效果都是至关重要的保障条件。“十二五”期间，储能在发电侧的示范场景集中在单个风电场配备10%左右的储能系统。当时由于储能的成本较高、安装规模较小，商业价值不明显，不能直接解决大规模可再生能源的消纳问题;但这些项目非常好地验证了储能的技术和应用效果，积累了运行经验，为未来储能在可再生能源发电侧的大规模应用打下了基础。

　　

     

　　进入“十三五”以来，储能厂商开始在辅助服务领域寻找大规模储能应用的市场机遇。2016年6月国家能源局正式出台的《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》加速了这一市场的形成。根据《通知》的相关规定，我国将逐步建立电储能参与的调峰调频辅助服务共享新机制，充分发挥电储能技术在电力调峰调频方面的优势， 电力储能系统在获得参与电网调峰调频等辅助服务身份的同时，也能够按应用效果获得应有的收益。

　　从中关村储能产业技术联盟的数据看，2000-2016年应用于可再生能源发电侧和辅助服务的储能系统累计装机量为74.1MW，占全部装机的比例为39%(不包含抽水蓄能和储热项目);在2015年7月-2016年9月规划的约740MW储能装机中(估算的容量为3.8GWh，不包含抽水蓄能和储热项目)，这两个领域的应用比例分别为11%和36%，其中二连浩特的160MW项目和大连200MW储能调峰调频储能电站项目体现了储能开启大规模应用的特点。同时，以BYD为代表的多家锂离子电池和铅蓄电池厂商密切关注大规模储能应用市场，提出了“独立电池储能电站”的概念，建设主体的投资可以多元化，由电网直接调度，与区域内多个风光电站协调运行，原理类似于小型抽水蓄能电站，可为电网稳定安全运行提供包括调峰、调频、备用、跟踪计划发电、平滑风电出力等多重服务。

　　与前几年储能在项目中的安装容量相比，储能的大规模应用已经启动，结合储能的性能优势和价值，研究制定储能的市场参与机制和细则，并建立相应的定价制度是下一步的工作重点，也是确保大规模储能持续发展、支撑能源转型和能源结构调整的关键。

　　国际储能市场活跃

　　从2015年下半年开始，国际储能市场发展迅速。根据CNESA的统计，2015年7月-2016年12月，全球新增的规划储能装机为2.5GW(不包含抽水蓄能和储热项目)，其中已经部署的近1.0GW。用户侧储能市场和调峰调频辅助服务市场是两个主要发展领域。

　　用户侧储能市场

　　近几年，以德国、澳大利亚、美国、日本等国家为代表，分布式发电及微网和户用储能发展迅速。第一个原因是其政府制定的储能安装补贴、投资税收优惠和需求响应激励机制等政策，为储能应用拓展、商业模式构建、盘活社会资本、激发社会参与提供了强大支持。另一个原因是分布式光伏发电上网补贴电价的大幅退坡，以户用光储为代表的分布式储能应用在削峰填谷、节省电费开支、延缓输配电扩容升级等方面表现出了良好的经济收益。

　　在特斯拉、Sonnenbatterie、LG Chem等公司面向全球发布户用储能产品的同时，国内储能技术企业也紧盯海外市场，推出家用储能产品。

　　2016年以来，根据CNESA研究部的调研，科陆电子、沃太能源、中航锂电、协鑫集成储能、中兴派能、天合储能等企业纷纷发布了户用储能产品，容量在2.5kWh至7kWh之间，主要采用锂离子电池技术，配套智能能量管理系统，针对户用光伏储能应用提供解决方案。以国内锂离子电池、铅蓄电池的强大技术和生产能力为支撑，中国储能企业正在通过寻找当地经销商、与当地光伏安装企业和储能系统集成商建立合作伙伴关系等多种形式，积极开拓澳大利亚、德国、美国等国家的户用储能市场。

　　同时，一些国家的岛屿储能应用也逐步兴起。例如，法国的科西嘉岛、马提尼克岛和瓜德罗普岛的39MW的光储项目、美国Ocracoke岛屿储能项目等。另外，印尼、菲律宾等东南亚国家对海岛储能的需求也有待挖掘。

　　储能参与调峰调频辅助服务市场

　　在美国PJM首先利用储能参与调频辅助服务之后，德国、韩国、英国等国家也逐步开启了储能调频辅助服务市场，以BYD为首的一些国内企业的储能系统也参与其中，BYD用于国际市场调频的出货量已经超过100MW。由于储能技术具备的灵活性和快速响应的特点，未来还会有更多的国际调频市场需求释放出来。

　　储能产业发展现状与展望

　　我国储能产业经过十多年的发展，正处于从示范应用向商业化初期发展过渡的重要阶段。

　　从技术发展看，锂离子电池、铅炭电池、液流电池、钠硫电池、超临界压缩空气储能、超级电容等主流储能技术的成本已经有了大幅降低。根据CNESA的分析数据，到2016年底，大部分技术的建设成本在人民币2000元/KWh-3000元/ KWh之间，较2013年平均降幅超过50%;预计到2020年，主流技术的成本区间将降低到人民币1000元/KWh- 1500元/ KWh左右;建设成本的大幅下降将为储能未来的广泛应用奠定基础。

　　从应用发展看，通过在“十二五”期间的示范应用，储能技术的应用领域和应用类型逐步明晰，应用效果得到验证，储能的应用价值也日趋明确。根据已有的应用案例分析，集中式风光电站配置储能、储能与火电机组捆绑参与调频服务和分布式发电系统配备储能成为现阶段储能系统应用最主要的三个市场，随着示范应用向商业应用过渡，越来越多的细分市场将出现，一些新的应用模式也不断涌现。电动汽车储能的应用、储能在能源互联网的应用，储能参与多能互补项目等都会给储能发展带来更多的市场机遇。

　　从市场规模看，一方面我国加大力度部署抽水蓄能和熔融盐储热等大规模储能技术，根据国家能源局已公布的数据和CNESA统计，截止2016年底，我国抽水蓄能电站的投运规模超过24GW，占全部储能累计安装量的99%以上，预计到2020年底，抽水蓄能电站装机将达到40GW。应用于太阳能光热领域的熔融盐储热项目在我国的发展潜力巨大，目前的规划和在建装机超过1.8GW，2016年8月，国内首座塔式10MW熔盐储热项目投运。另一方面，以电化学电池为主的储能技术发展速度较快，据CNESA统计，2000 -2016年(不包含抽水蓄能和储热)的储能累计装机量为189.4MW，年增长率34%。截止2016年底，全球2000年-2016年储能的累计装机(不包含抽水蓄能和储热)为1756.5MW，年增长率为48%，我国在全球占比为11%。

　　从未来发展看，受我国能源变革和能源结构调整政策、新一轮电力体制改革、可再生能源消纳和电动汽车发展增速的驱动，从2015年下半年开始，储能产业经历了一轮快速发展。根据CNESA的统计，从2015年7月到2016年12月，不包含抽水蓄能和储热在内的新增规划项目总装机量达到740MW(估算的容量为3.8GWh，不包含抽水蓄能和储热项目)， 计划在未来两三年内建设、投运完成;如果规划全部落实，到2018年，我国储能的累计安装量将实现七到十倍的增长。储能产业的发展初具规模。

　　政府和社会对于储能产业的关注度不断提高，定位逐步清晰，快速发展已经成为必然。国家出台的多项能源规划政策，包括“十三五”规划纲要、《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》、《能源技术革命创新行动计划(2016-2030年)》、电力“十三五” 规划、可再生能源“十三五”规划等，都将储能作为重点研究和发展领域之一。储能产业的发展热度不断增高，但作为新技术、新产业，储能在发电侧、电网侧的应用市场尚未完全形成，市场机制也不健全;在用户侧， 储能的应用类型单一，可实现的价值有限， 具有盈利性的商业模式正处于不断探索中。储能项目的可盈利性成为产业发展的关键和“十三五”期间的主要目标。

　　从政策层面看，补贴和补偿政策、市场机制和价格机制是推动储能应用可盈利的几个因素;从技术和应用层面看，降低技术成本、寻找更多的储能市场机会则是储能从业者接下来的重点工作。

未来，我国的能源变革、大规模可再生能源的接入和电力体制改革的进一步深化都将给储能产业创造巨大的市场商机，储能技术的发展优化也将更贴近市场和用户的需求。

 

来源:高科技与产业化

 

9、借力国家政策 推动储能产业发展

2017-4-27

 

　　在所有的新兴产业中,新能源产业占据着很大的一部分比例,继风电和光伏大规模爆发后，业界越来越关注储能领域，将储能视为新能源产业的下一个机遇，而一个产业的兴起与爆发，是与政策发展、技术进步，社会意识和需求分不开的。

　　当前，新一轮能源技术革命正在孕育兴起，新的能源科技成果不断涌现，正在并将持续改变世界能源格局，储能作为智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源的重要组成部分和关键支撑技术受到越来越多人的重视。

　　政策扶持力度不断加码

　　国内储能市场在等待，一旦有相关政策出台，今年下半年储能市场将会有大的突破。储能发展的关键在政策，目前国家顶层设计方面已经自上而下的细化对储能产业的支持，出台了很多鼓励政策，都把储能放在了一个很重要的发展位置上。

　　《“互联网+”智慧能源发展的指导意见》指出“开发储电、储热、储冷、清洁燃料存储等多类型、大容量、低成本、高效率、长寿命储能产品及系统”。“推动在集中式新能源发电基地配置适当规模的储能电站，实现储能系统与新能源、电网的协调优化运行”。

　　《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作》算是与储能最直接相关的改革措施，《通知》的出台，实质上给了储能正当的身份，可以参与“三北”地区调峰调频服务，在保障电力系统安全运行的前提下，探索电储能在电力系统运行中的调峰调频作用及商业化应用，推动建立促进可再生能源消纳的长效机制。

　　《能源技术革命创新行动计划(2016-2030年)》将“先进储能技术创新”作为重点任务之一，要求研究可再生能源并网、分布式及微电网、电动汽车应用、电网调峰提效、区域供能的物理储能应用、分布式能源系统大容量储热(冷)等方面的储能技术，重点布局的先进储能技术，实现不同规模的示范验证，同时形成相对完整的储能技术标准体系，建立比较完善的储能技术产业链，实现绝大部分储能技术在其适用领域的全面推广，引领国际储能技术与产业发展。

　　今年3月，国家能源局发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见(征求意见稿)》明确我国储能发展的路径及应用场景。

　　按照“储能指导意见”，未来将根据不同应用场景研究出台针对性补偿政策，出台纳入补偿范围的先进储能技术标准并实施动态更新，研究建立分期补偿和补偿退坡机制。结合电力体制改革，将研究推动储能价格政策。

　　“储能指导意见”还提出了10 年发展时间表：第一阶段是“十三五”期间，建立试点示范项目，研发一批重大关键技术与核心装备，初步建立储能技术标准体系，探索一批可推广的商业模式，培育一批有竞争力的市场主体，以推动储能由研发示范向商业化初期过渡;第二阶段是“十四五”期间，储能项目广泛应用，实现商业化初期向规模化发展转变，成为能源领域新增长点。

　　未来还将有更多储能扶持政策的实施细则出台，储能发展已是势在必行!

　　近年来，中国储能市场在政策扶持下渐渐发展。如何借力国家政策，推动储能产业发展引发业界思考。

　　钛酸锂储能电池及装置示范已开始

　　《能源技术创新“十三五”规划》中曾明确将“掌握低成本长寿命储能锂离子电池关键技术，建成 20MW/10MWh钛酸锂电池储能示范系统，并投入示范运行，储能系统循环寿命达到 10000次，成本低于3000元/kWh”作为研究目标，研究内容包含了“研究长寿命钛酸锂材料、储能用锂离子电池设计及工艺、电池系统集成等关键技术;研究开发钛酸锂电池模块结构设计、系统结构、散热设计方案、模块成组及连接技术，以及低成本、高可靠性储能系统管理控制设计技术;开展20MW/10MWh 钛酸锂电池储能示范系统的建设;研究储能系统和电力系统联合控制方法和控制策略。”

　　去年，钛酸锂电池迅速成为了锂电池行业的重量级巨星，受到了社会的高度关注。银隆新能源作为钛酸锂电池的典型代表，凭借其先进的技术和产业链布局在储能领域迅速发展，接连荣获国家和储能行业大奖。

　　自2009年投资实施产业化以来，银隆新能源力于打造以锂电池材料为核心，以锂电池、电动汽车动力总成、整车制造、智能电网储能系统的研发、生产、销售、为一体的新能源闭合式循环产业链。目前为止，已经完全掌握了钛酸锂材料及电池制造工艺，银隆钛电池可实现6分钟快充放、耐宽温(-50℃—+60℃)、30年循环使用寿命、不起火不爆炸高安全性、高效率的技术优势，银隆推出的银隆钛˙储能器系列革命性储能产品，不仅在构建现代家庭、楼宇建筑储能方面具有广阔市场与前景，同时，银隆先后完成了与南方电网合作的国家储能电池标准联合制定、南方电网深圳宝清调频调峰站的示范工程，以及国家电网张北的风光储示范项目，具备了产业化、经济化与效益化。对于建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系，高效储存和利用风、光等可再生能源，促进能源生产消费智能化，实现多能协同和能源发展新模式、新业态发展等具有重要意义。

　　国家层面，政策指导政策在不断出台，需求方面，能源转型迫切需要储能的支持，技术方面，已经有像银隆新能源这样的实力企业摩拳擦掌，准备在储能领域大干一番，我们有理由相信储能产业化的春天已经不远了。

来源:北极星储能网

 

10、储能市场需要投资而非投机

2017-5-8

 

　　处于井喷前夜的中国储能市场，正迎来一波又一波争先恐后的淘金者。它们当中，既有中航锂电、淄博火炬、亿纬锂能、中兴派能、南都电源、杉杉股份等众多国内企业，也有LG、三星等知名外资企业。

　　政策层面上，今年以来，国家能源局先后就《微电网管理办法》和《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》向社会征求意见，让储能市场再升温。

　　储能为何有这么大的魔力？储能市场中，谁有独领风骚的潜力？针对呼之欲出的储能补贴，淘金者们又如何看待？在近日举办的第七届中国国际储能大会上，记者就这些问题进行了深入采访。

　　锂电池企业纷纷转战储能市场

　　中电联常务副理事长杨昆日前表示，我国新能源消纳问题尚未得到有效解决，2016年全国弃水、弃风、弃光电量近1100亿千瓦时，造成大量清洁能源投资浪费。

　　另一方面，传统电网负荷运输和调峰压力大，难以适应不断增长的用电需求。根据国家能源局发布的统计数据，2016年我国第三产业和居民用电量分别增长了11.2%、10.8%，速度不可谓不快。

　　作为连接发电侧、供电侧和用电侧的桥梁，储能存在的意义非同小可。简单地说，储能系统的应用，可有效弥补可再生能源发电的随机性，提高其消纳水平和电网的稳定性；支撑分布式电力、微电网乃至能源互联网，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键性技术。

　　珠海银隆新能源股份有限公司董事长魏银仓在大会上表示，“储电”是当前全球储能市场上最后一块大蛋糕，无论是什么技术路线、材料体系，都希望从这块蛋糕当中切一块。而中国经过多年发展，发电、变电、配电产业技术装备都已经非常成熟，步入世界先进行列，在“储电”这个环节也绝不能落于人后。

　　诚如魏银仓所言，嗅觉灵敏的企业纷纷盯上了储能这块蛋糕，其中尤以具备先天优势的锂电池企业居多。

　　国网能源研究院电网综合发展研究所副所长李立理告诉记者，在强政策刺激下，2014~2015年国内电动汽车销量规模连续两年都实现了3倍以上的高速增长，由此带动了锂离子动力电池企业高速发展。不过由于竞争激烈，加上准入门槛提高，不少锂电池企业便转向市场广阔但尚未爆发的储能领域。

　　记者注意到，近两年举办的各种展览会、峰会、论坛上，推出储能产品的锂电池企业层出不穷。

　　一个新兴产业规模扩大后，必然会促进成本下降。据了解，全球锂电池储能系统价格自2010年以来持续下跌。2013年到2016年，锂电池储能系统均价从599美元/千瓦时，跌至273美元/千瓦时，跌幅超过一半。

　　在国内，储能领域价格战也很激烈。有业内人士称，仅今年一季度，部分锂电池储能产品价格下滑幅度就达20%左右。成本大幅下降意味着，储能距离商业化、规模化应用时代真的不远了。

　　储能产品应具备几个基本条件

　　储能的技术路线繁多，仅电化学类储能就包括铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池和液流电池等。这些电池是近年来储能市场上的焦点，实际应用也较广。但面对众多技术路线，有人可能会疑惑：“究竟哪种是最好的？”对此，魏银仓在接受记者采访时表示，不能全盘否定某一种技术、某一种材料，即便是不够环保、循环寿命不足的铅酸电池，也有成本低的长处。

　　“但任何一个有商业化应用前景的储能产品，不管是空气储能、机械储能，还是化学储能，都应具备几个基本条件。大家都知道，发电设备、变电设备、配电设备寿命都是大于30年的，这就要求与之配套的储能产品要具备长寿命、高可靠、耐宽温、规模化等特点，且功率和能量密度兼顾。”魏银仓领导下的银隆新能源是全球最大的钛酸锂电池、钛酸锂储能系统制造商，其生产的钛酸锂电池是全球唯一有着20年应用历史的电化学产品。据悉，这种电池性能优良，如寿命长达30年，循环充放电次数达25000次以上，符合工业储能应用需求。

　　特别是在2016年，银隆新能源通过加强技术研发，使得钛酸锂电池能量密度有效提升60%，制造成本从18元/瓦时降至7元/瓦时，令业内瞩目。前不久，银隆新能源又获得格力董明珠、万达王健林等商界名人入股“加持”，一时间全国知名度大增。

　　目前，银隆新能源已在全国建成四大产业园，业务涵盖钛酸锂电池材料生产、钛酸锂动力电池制造、钛酸锂储能电池制造、新能源汽车整车制造。与此同时，在建的成都新能源产业园项目拟建设钛酸锂电池、新能源汽车、充电装备等产品生产基地。

　　“规模化产能优势对于降低储能电池、动力电池成本将起到至关重要的作用。”中国能源研究会储能专业委员会副主任俞振华曾多次表达此观点，银隆新能源则正在践行。

　　储能补贴应慎重

　　本次大会上，储能补贴是最引人关注的话题之一。在大部分人看来，同光伏发电、风电等新兴科技产业一样，储能也是需要国家扶持的。

　　统计数据显示，到2016年底，我国电力储能装机总规模达2420万千瓦，仅占电力总装机的1.5%，其中化学储能18.94万千瓦，年增长率超过34%。显然，与当前能源结构调整和能源创新发展的要求相比，我国储能技术与产业的发展还存在较大差距。

　　《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》即提出，充分吸引国外经验，将先进储能纳入可再生能源发展、配电网建设、智能电网等专项基金支持范围；结合电力体制改革研究推动储能价格政策，并根据不同应用场景研究出台补偿政策。

　　关于储能补贴，魏银仓认为：“应该慎重，不能盲目地指定一个材料体系、技术路线，再制定一个补贴标准”。他建议，可通过政策引导，激活市场。

　　“不一定非得是补贴政策。其他政策只要能够引导产业发展，把产能提上来、把成本降下去，就也是一种培育和扶持。”魏银仓表示，“比如，富丽堂皇的写字楼比比皆是，但备用的都是柴油发电机。如果把建筑法规调整，不许备用落后的柴油发电机，改用高可靠、高安全的储能系统，那储能行业还需要补贴吗？不需要了。”此外，魏银仓强调，真要补贴储能的话，补贴对象必须具备上述几个基本条件。

　　“如果不具备这些条件，不管什么技术路线、材料体系，我认为参与储能市场都有可能是投机。储能市场需要的是投资，而不是投机，因为它是一个非常健康稳定的市场，需要投资规模化、经营稳定化、产品安全化。这个市场是很大，但绝对不适合投机者进来操作。”魏银仓表示。

 

来源:中国电力报

 

 

11、储能商业利用渐入佳境 2017产业将迎资本暖春

2017-4-13

 

　　作为能源互联网和可再生能源产业发展的关键之一，储能技术被列为中国未来15年的15项关键创新任务之一。与此同时，随着低碳绿色能源战略的纵深挺进，新一轮电力体制改革配套政策落地扎根，2017年的储能市场有望迎来新一轮爆发。

　　经过去年深度酝酿，储能产业在2017年有望爆发。随着分布式光伏微电网政策、电力需求侧管理补偿电价政策、电力辅助服务市场政策、调峰电价及补偿政策的落地，我国储能市场商业模式逐渐成形。

　　作为未来推动新能源产业发展的前瞻性技术，储能产业在新能源并网、电动汽车、分布式能源系统、家庭储能系统等方面都将发挥巨大作用。在新能源资深人士李卫春看来，储能是新能源进入高渗透率的关键。新能源如何发展要看储能能够发挥怎样的的作用。当然，储能在未来对于智能电网建设，特别是能源互联网和绿色能源管理方面，将起到一个基础设施的作用，所以新能源真正要发展起来，储能是必不可少的。

　　也正基于上述背景，从十三五国家战略性新兴产业发展规划、可再生能源发展十三五规划、能源发展十三五规划，到能源技术创新十三五规划，都将储能作为重点研究和发展领域之一。可以说，储能领域已成为大型企业在面临传统业务饱和或落实转型发展过程中的主要选择，在典型企业和投资人的带动下，近年储能市场备受关注，成为舆论的焦点。

　　对于未来储能的发展态势，国家能源局印发的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见(征求意见稿)》早已给出明确答案：储能是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术；是构建能源互联网、促进能源新业态发展的核心基础；是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段。更为值得注意的是，指导意见中对于储能的许多提法均为国内首次。

　　利好政策不仅如此。从2015年至2016年上半年，国内已有多家专业化储能企业成立，规划的储能生产能力都超过10万千瓦。这显示出，随着技术的突破和成本的下降，储能已具备商业化应用价值。据《2021年中国储能电池行业市场需求与投资咨询报告》，在过去短短2年的时间里，储能应用领域更加明晰，储能项目规划量大增，储能厂商、用户单位和投融资机构联手积极拓展储能的应用市场，探索储能的多种应用模式，大力推动储能的商业化应用。

　　这无疑预示着储能春天来临，相信会有大量的企业涌入，而储能市场将因此进一步打开。更为利好的消息是，规模储能市场已经开启，并在探索市场和价格机制。作为清洁的可再生能源，光伏和风电在经历快速发展的同时，也面临因并网消纳困难导致的弃风、弃光等问题。经过十多年的研发和示范应用，大规模储能建设已成为解决可再生能源并网消纳难题的重要手段。不少企业开始加大力度布局，开拓储能市场，进一步探索具有盈利性的商业模式。

　　据中国能源报日前报道，随着利好政策不断密集释放，近年来我国储能呈现多元发展的良好态势：抽水蓄能发展迅速；压缩空气储能、飞轮储能，超导储能和超级电容，铅蓄储能、锂离子电池、钠硫电池、液流电池等储能技术研发应用加速；储热、储冷、储氢技术也取得了诸多显著成效。仅在2016年，我国化学储能项目进入加速建设阶段，年增长率超过34%。

　　可以预见，随着储能技术的示范项目越来越多，并展示出较好的投资效果，未来将会吸引到更多的投资者，储能的商业化应用也会愈加迫切。业内普遍预测，储能已处在市场爆发的前夜。而在十三五期间，储能产业有望保持健康、可持续的发展态势，突破商业化应用的门槛，成为支撑能源革命、建设我国低碳绿色生态系统的新生力量。

 

 

来源:中国环保在线

 

12、储能应用助推能源互联网落地

2017-5-18

 

　　能源互联网示范项目的建设不仅是口号，更体现在行动上，作为国家56个示范项目之一、林洋能源建设运营的连云港经济技术开发区能源互联网试点示范项目正在描绘着落地场景。

　　“通过分布式光伏、储能、发电、能效管理，以及电动汽车光充储一体化，建设智慧能源管理平台，全面探索实践，将之打造为典型的、可复制的园区能源互联网试点示范标杆。”林洋能源总经理方壮志在接受记者采访时表示，“我们计划分两期实现，今年年底建成一期。”

　　在能源互联网示范项目建设中，商业模式成为关注焦点。“这一项目是具备商业模式的，有其自身的投资回报，比如连云港地区光伏条件良好，光伏电站投资收益是可预期的。同时，我们也将充分利用现有国家各项政策，比如节能改造、电力需求响应、辅助服务等探索商业模式，解决项目推进中的问题。”方壮志有着清晰的思路。

　　能源互联网的发展离不开储能。这一点上，林洋能源近期携手亿纬锂能签署《智慧分布式储能框架合作协议》，双方将在储能锂电池、变流器、云平台方面合作，并力争到2018—2020年左右落地1GWh的储能项目。

　　“对用户侧分布式储能而言，主要应用电化学电池，特别是锂电池，因其功率密度高的优点，我们可在小空间里做到大容量、高功率。当前储能的最大应用场景是负荷转移，我们能看到一个显性的投资回报，而在未来，分布式储能将积极参与需求响应和辅助服务，而这些都可以接受电网调度而获得商业回报，这将是一个非常大的市场空间。”方壮志认为，“储能正处于爆发前期，现在市场规模大概是十亿到几十亿元左右。”

　　在动力电池梯次利用方面，根据退役电池的可利用度、安全性、低成本特性，林洋能源也在拓展商业化退役电池储能电站的应用，以实现电池高效利用。在上海国际汽车城、上海光储充一体化项目、南通兆瓦级示范项目等均有梯次利用的案例。“通过这些实际项目的试验和运行，获取更多的数据，摸清退役电池的技术前景，为今后广泛应用奠定基础。”方壮志说，“现在我们和亿纬锂能、蔚来汽车达成战略协议，利用其在新能源汽车运营中产生的退役锂动力电池，共同研究动力电池用于储能的梯次利用技术。”

　　在积极落地分布式光伏、分布式储能、能效管理平台、充电站等项目的同时，林洋能源也创新地提出虚拟微网系统概念，这是对传统微网定义的延伸，也是能源互联网的核心技术。虚拟微网具有四个维度的特性，多能源与多网络、多目标维度和时间尺度、柔性消纳与高效利用、以及灵活配置精准调控。在虚拟微网中，将着力打造云平台，通过一个总平台，加上分布式光伏、分布式储能、能效管理平台等子平台，以及支撑灵活的能源交易平台，实现能源供给侧的多能互补协同优化、需求侧灵活弹性可控高效。

　　围绕“智能、节能、新能源”三大业务板块快速发展的林洋能源，在新能源业务中发力中东部地区发展分布式光伏，仅去年就投资了70亿元，并网分布式光伏电站装机累计达1GW。此外，其传统业务智能电表业务也在稳步增长。“除与南网、国网合作外，我们着力海外市场开拓，在立陶宛、西班牙、巴西、东南亚等地的订单相继落地，实现了快速增长。”方壮志表示。

 

 

 

来源：中国能源报

 

13、万向在浙江萧山建10平方公里智能城市：探索分布式储能技术

2017-5-15

 

　　万向集团将在未来7-10年投入2000亿人民币，在浙江萧山打造一个以新能源汽车和相关制造业为核心的近10平方公里的数字城市——“万向创新聚能城”，而比较独特的是，区块链技术将会在其中扮演重要角色。

　　5月12日，万向面向全球发起项目招募，而首批招募对象是分布式能源、智能制造和智能城市相关的区块链场景的方案、产品和项目。

　　万向聚能城区块链应用场景包括：分布式能源系统、居民身份与电动车设备ID登记在同一账本上的“共享经济”模式、追踪动力电池及二次回收用作储能电池、智能制造、机机对话、智能家居与智能社区服务。

　　万向控股首席创新官、原IBM大中华区创新事业部总经理王允臻向澎湃新闻介绍，之所以第一批招募以能源解决方案为主，是因为万向正在研发的电动汽车价值链中很重要的一环就是汽车电池，此外更重要的是，能源革新对于未来城市非常重要。

　　那基于区块链技术的分布式储能是怎样的呢？

　　万向区块链公司副总裁兼万云总经理陶曲明解释道，电力和汽油、煤炭等能源不一样，一旦发出来是不能够被存储的，所以电网的核心技术是动态平衡，但是白天晚上都有波峰波谷，但是发电侧无法及时变动，所以大量能源在夜晚被浪费掉，后来有一种技术专门做削峰填谷的事情，比如位于浙江北部的天荒坪水电站，在夜晚用电量下降时，电机开始运转，将水抽到水库中去，将电能转化成势能，白天再回送到电网中，但是这种传统方式成本很高昂。

　　陶曲明认为，随着电池成本下降，未来分布式储能被商业化的可能性较大。每家每户都可以储能，“就像以前缺水的时候，每家都可以用水盆接水一样，分布式储能就是每家、每个企业一个电池，成为家庭、企业设施的一部分，可以做削峰填谷的事情。”

　　王允臻补充道，未来用能源的方式多元化，但是能源单位将会高度一体化，“同样的电池不用管它是能储电池还是汽车电池，如果家里有四个这样的电池，出门的时候不用充电，拎着就走，因为它本身就是能储单元。进一步发展后，停车库中的能储单元通过充电桩连到家里去，再发展之后这些储能还能被租用，变成一种新型资产拥有模式和共享模式。”

　　陶曲明指出，目前实现上述愿景还存在一个巨大的障碍，就是缺少经济机制，“现在电网能源是国家统一定价的，没有实时交换的商业网络，所以如果有团队能将区块链和分布式储能结合起来，那么对整个电网的效率都有一个很大的提升。国家电网可以解决90%的发电，剩下10%削峰填谷的部分事实上可以由分布式发电来解决。”

　　陶曲明认为，这与我国新电改方案“管住中间、放开两头”是相适应的，根据电改“九号文”——《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发［2015］9号)，新一轮电改的重点和路径是：有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运行。

　　对此万向此前已经有所布局。2013年，作为国内最大的电动汽车关键零部件供应商之一的万向，收购了美国最大的清洁能源电池制造商A123，根据收购交易内容，万向收购了A123公司的汽车、电网储能和商业业务资产。

　　王允臻透露，未来这座城市的常住居民将有9-10万人，主体是万向电动汽车生产制造业为核心的产业工人和配套服务业人员，他透露，万向也希望能够在能储技术成熟之后输出到整个浙江省。

 

 

来源:澎湃新闻

 

14、同是光伏发电 储能和并网到底哪个收益更高

2017-6-2

 

　　储能电站(系统)在电网中的应用目的

　　主要考虑“负荷调节、配合新能源接入、弥补线损、功率补偿、提高电能质量、孤网运行、削峰填谷”等几大功能应用。通俗一点解释，储能电站就像一个蓄水池，可以把用电低谷期富余的水储存起来，在用电高峰的时候再拿出来用，这样就减少了电能的浪费;此外储能电站还能减少线损，增加线路和设备使用寿命。随着储能蓄电池价格大幅下调，储能系统设备多样化，根据用电情况，合理利用储能系统，提高经济效益。

　　已经安装光伏的地方也可以加装并联储能系统。并网储能光伏发电系统，能够存储能多余的发电量，提高自发自用比例，适用于光伏自发自用不能余量上网、自用电价比上网电价价格贵、光伏发电和用电不在同一时段等应用场所。

　　对于普通用户，到底哪种收益更高呢?

举个例子来说，在南方一套5KW光伏发电系统，每年发电约6000度，每年会停电120小时左右，约损失300度电。自用电电价是0.75元/度，大部分在晚上，光伏发电余量上网，除去税电价约0.35元/度，两者每度电有0.4元的价差。用户每年用电约7000度，如果没有安装光伏发电，每年需要缴付5250元的电费；安装光伏后，国家补贴0.42元/度，白天光伏用电很少，大部分都是余量上网卖给电网，晚上用电还是需要缴付电费；安装光伏储能系统后，在停电期间也可以正常发电，每年6000度全部自发自用，可节省电费4500元，我们来对比一下两种方案客户的收益：

在实行阶梯电价地区，安装储能后收益就更大。如这个用户所在地区，年用量在2000度以下电价是0.65元/度，年用量在2000-4000度以下电价是0.8元/度，年用量在4000度以下电价是1元/度，两种方案客户的收益对比

　　用户安装光伏储能后，自己用电不用缴纳电费，电网公司每年还要他用户支付1770元，和不装储能相比，电价一致的地区每年可以增加2230元收入，阶梯电价譬如上海地区每年可以增加2630元收入。

 

 

来源:阳光能源网

 

15、一文读懂国内电化学储能商业化现状

2017-6-1

 

　　在过去的一百多年间，电网没有储能也照样运行。但现在情况已经有所改变，储能作为新能源发电的缓冲区，可以改善电能质量；作为输电端的“蓄水池”，可以用于削峰填谷；作为分布式能源的“仓库”，可以实现发电+储能的新型用电模式。储能成为第三次工业革命的支柱之一，对于实现能源互联互通，它的配套发展正如引擎于奔驰的汽车一样重要。

　　在中关村储能产业技术联盟（CNESA）秘书长张静看来，储能将在“十三五”期间由规模示范期走向商业化应用初期。

　　目前，中国应用的储能技术主要分为三类：以抽水蓄能和压缩空气储能为主的物理储能；以熔融盐为主的储热技术和电化学储能。相较于前两者的大体量应用和高成熟度，电化学储能技术还稍显稚嫩。而随着电动汽车动力电池市场容量的快速扩大，规模化生产带来电池成本的快速下降；另一方面,钠硫电池、燃料电池等新技术的不断进步，将为储能产业的发展带来无限可能。业界普遍认为，储能产业尤其是电化学储能领域，将在2020年前后迎来产业化发展的高潮。

　　政策利好但补贴方案短期难产

　　“十三五”时期是我国推动能源革命的蓄力加速期，作为“十三五”的开局之年，2016年中国电力市场化改革持续深入推进，配售电放开、构建灵活价格机制和辅助服务市场试点建设等为储能打开了市场化应用的空间。

　　2017年3月，《关于促进储能技术与产业发展的指导意见（征求意见稿）》发布，首次明确了储能的战略定位：“储能是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术”，“是构建能源互联网、促进能源新业态发展的核心基础”，“是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段”。据国家能源局能源节约和科技装备司副司长修炳林透露，目前已经完成了意见征求阶段，正在修改、完善，争取尽快发布。

　　但是，针对储能产业，国家仍无针对性的补贴方案。征求意见稿也仅仅提到“将先进储能纳入可再生能源发展、配电网建设、智能电网等专项基金支持范围，根据不同应用场景研究出台针对性补偿政策”。电池中国网分析认为，短期内出台储能专项补贴方案的可能性仍然较小，建议监管部门从财税等调节机制入手来促进当前行业的健康有序发展。据电池中国网观察，双登集团、猛狮科技、中天储能等一批领军企业已在没有补贴的情况下，积极探索储能商业化新模式。

　　市场利好体量增速迅猛

　　据CNESA项目库不完全统计，截至2016年年底，全球投运电化学储能项目的累计装机规模达1769.9MW，近5年（2012-2016）的年复合增长率达32%。

　　2016年中国投运电化学储能项目的累计装机规模达243MW。其中，新增投运电化学储能项目的装机规模为101.4MW，同比增长299%。从应用分布来看，可再生能源并网仍然是2016年中国新增投运电化学储能项目应用规模最大的领域，占比55%。

　　未来，随着储能在工商业用户侧、可再生能源电力调峰、调频辅助服务等领域的应用价值日益清晰，项目快速规划部署，可以预见中国储能产业将继续保持强劲增长势头。权威数据预测，到2020年年底，中国电化学储能技术的累计装机规模将达到2GW。

　　国内电化学储能技术概况

　　尽管装机量不大，但电化学储能是全球发展最为迅速，增速最快，也是当前运行项目数最多的技术。目前电化学储能技术是各国储能产业研发和创新的重点领域，主要包括铅酸蓄电池技术、液流电池技术、钠硫电池技术、锂离子电池技术等。

　　短期来看铅酸蓄电池成本最低，中长期看锂电池潜力最大。从应用领域来看，钠硫电池、锂电池领域最为广阔，包括新能源并网，削峰填谷、分布式应用等。从成本比较来看，铅酸蓄电池成本低于其他电化学储能技术；受益于规模效应和产业集群效应，锂电成本下降速度更快，未来潜力最大；而钠硫电池仍面临成本高的难题，所以现在尚未在全球实现大规模应用。

　　从实际应用来看，2016年中国新增投运的电化学储能项目几乎全部使用锂离子电池和铅酸蓄电池，两类技术的新增装机占比分别为62%和37%。

　　具有长寿命和高安全特征的液流电池，也是国内电化学储能技术的一个重要发展方向。比如，大连融科储能公司总工程师张华民带领团队成功研发全钒液流储能技术，不仅在全世界率先实现储能电池项目的产业化，还让我国成为这一领域国际标准的制定者。

　　国外储能商业化参考

　　德国、美国、中国、韩国、日本、英国、澳大利亚是2016年全球储能市场最活跃的国家，这7个国家2016年新增投运电化学储能项目规模占全球市场97%的份额。这些国家是怎么发展电化学储能的？

　　美国：最早开始推广电化学储能示范项目

　　2009年以来，美国政府相继拨款22亿美元用于支持包括大规模储能在内的电池技术研发。美国能源部在2011年发布的“战略计划”中，已明确将储能上升到战略层面，并通过政府直接投资、调整税收、支持技术创新等手段促进储能研发和应用。2013年下半年开始，美国已开始小范围试水调峰储能市场。

　　德国：直接补贴支撑光伏储能

　　德国在推动储能产业方面的动作较大，2013年和2014年共计划投资5000万欧元，对新购买储能系统的用户直接进行补贴，有效地促进了户用储能市场的发展。据预测，由于这一储能补贴计划的出台，德国在未来5年的储能装机容量有望达到2GWh。

　　日本：电化学储能提高弥补核电空缺

　　日本自福岛事故后开始对电化学储能行业进行重点扶持，开展了许多项目降低储能成本。包括风电项目、车载电池、固定式储能电池、电池材料技术评价等，涉及的储能技术有锂电池、镍氢电池和钒电池等。2014年3月，日本经产省发起了新一轮针对锂离子电池储能系统的补贴计划，共划拨了100亿日元，给予购买者购买系统价格2/3的资金补贴。

　　韩国：最大的燃料电池发电市场

　　熔融碳酸盐燃料电池（MCFC）在韩美等国的大型发电设备中使用较多，规模达到60MW。韩国也成为目前最大的燃料电池发电市场。计划到2022年，韩国每年将新增装机规模700MW。在这样的大背景下，韩国在燃料电池储能领域不断实现突破，并涌现出一股投资固体燃料电池的热潮，仅2013年就有数十个兆瓦级燃料电池项目上线。据悉，到2022年韩国氢燃料电池发电的市场规模更有望攀升至150亿美元。

　　东南亚：无电人口面积大亟需储能发展

　　印度、马来西亚、印尼等东南亚国家是微电网的新兴市场。这些地区海岛众多，无电人口比例大，有些岛屿的无电人口覆盖率甚至高达70%。鉴于这些岛屿的地理因素和经济状况，微电网成为唯一的解决方式，其对包括储能在内的微网技术的需求正在增加。

　　一个灵活的市场环境决定了未来储能商业化应用的走向，但在电力市场化改革初期，还需要一定的产业政策扶持，产业政策的着力点便是给予储能公平参与市场的机会，在政府的监管下，让储能的价值真正变成企业的现金流。

　　展望“十三五”，中国储能产业和市场的快速发展，将离不开能源政策支持、电改配套措施落地、可再生能源装机及发电比例增加、储能成本下降、可持续商业模式建立、资本放心进入等因素的驱动。

　　电池中国网分析认为，虽然储能产业目前处于示范阶段，但是对于企业布局来讲正当时，建议国内企业跟随“一带一路”建设的脚步，重点关注以可再生能源并网、微网及分布式能源为代表的用户侧储能市场以及动力电池的梯次利用等环节。另外，在商业模式上，建议关注“投资+运营”模式、储能项目PPP模式、以及综合能源解决方案等适合中国国情的创新模式。

 

 

来源:电池中国网

 

 

八、储能的发展现状及前景

1、储能的发展现状

　　对新能源和可再生能源的研究和开发，寻求提高能源利用率的先进方法，已成为全球共同关注的首要问题。对中国这样一个能源生产和消费大国来说，既有节能减排的需求，也有能源增长以支撑经济发展的需要，这就需要大力发展储能产业。

　　分析报告显示，日益增长的能源消费，特别是煤炭、石油等化石燃料的大量使用对环境和全球气候所带来的影响使得人类可持续发展的目标面临严峻威胁。据预测，如按现有开采不可再生能源的技术和连续不断地日夜消耗这些化石燃料的速率来推算，煤、天然气和石油的可使用有效年限分别为100-120年、30-50年和18-30年。显然，21世纪所面临的最大难题及困境可能不是战争及食品，而是能源。

　　2016年1月19日，世界能源署表示，由于新太阳能电池技术和其他科技进步促进价格下跌，未来15年，电池储能成本将下滑70%。

储能本身不是新兴的技术，但从产业角度来说却是刚刚出现，正处在起步阶段。到目前为止，中国没有达到类似美国、日本将储能当作一个独立产业加以看待并出台专门扶持政策的程度，尤其在缺乏为储能付费机制的前提下，储能产业的商业化模式尚未成形。

 

2、储能的前景

 

2016是“十三五”的开局之年，随着我国低碳、绿色能源战略的推进，新一轮电力体制改革配套政策的落实，储能的应用价值得到了市场的认可，成为推进我国能源变革和能源结构调整的技术亮点。储能产业在2016年经历了一个快速发展的小高潮，在政策的支持下，储能应用领域更加明晰，储能项目规划量大增，储能厂商、用户单位和投融资机构联手积极拓展储能的应用市场，探索储能的多种应用模式，大力推动储能的商业化应用。

　　储能在电力系统中有着广泛应用，涵盖发电、输电、配电和终端用户的所有方面。电网系统的储能技术包括抽水蓄能、压缩空气、飞轮、化学电池、超级电容器等。除了比较成熟的抽水蓄能，其他储能技术还处在工业化初期或研发阶段。然而，各国政府已经体会到储能行业的重要性，因此都在不遗余力地发展储能技术。

　　为了创造一个清洁的、可持续的未来，中国政府正在把政策中心转移到清洁能源技术。2013年底，中国发电总装机量达1250吉瓦，其中包含91.4吉瓦风电（占7.3%的比例）。除了火力发电和水力发电，风电也是中国第三大电力来源。而中国的光伏发电装机量达18.1吉瓦，占全国的1.5%，超越美国成为全球最大的光伏市场。

　　由于发电装机量的快速增长，中国的储能需求也正在日益扩张。2013年，中国的抽水蓄能装机量总计21.5吉瓦，其他储能技术装机量为65兆瓦。去年，电网调峰负荷的储能需求是95吉瓦，2014年预计增长到110吉瓦，这反映出巨大的发展前景。此外，风电和光伏发电的集成电网将创造出储能的巨大需求，2014年分别需要5.6吉瓦和3.8吉瓦。

　　电网系统储能技术的种类多样，以中国为例，主要采用锂电池、铅酸电池和流体技术。2013年这三种方式分别占60%、20%和14%。

　　储能技术对电动汽车发展的重要性比较直观。电动汽车的充电、巡航里程和安全问题都涉及电池。比如说，由于电池引发的安全事故减弱了消费者的信心，影响了电动汽车的发展。对于中国来说，电动汽车的发展除了石油替代，还可以解决城市汽车尾气和噪声污染。

 

储能应用前景广阔，未来将为我国经济增长、绿色能源发展创造巨大的价值，但作为一个新兴的技术产业，现阶段发展仍然面临一些问题。技术经济性的提升、应用市场机制和定价体系的完善都是未来的工作重点，而最亟待解决的是需要各方合力为储能产业探索和挖掘多个可实现商业盈利的市场，实现产业健康、持续的发展。

　　2016年的储能应用为未来的发展奠定了基础，在这一年产业取得了哪些进步，未来还将面临哪些挑战，下一步的努力方向是什么？带着这些问题，让我们一起来回顾精彩纷呈的2016！

　　用户侧储能应用持续走热

　　试水多种盈利模式

　　目前，用户侧不仅是我国储能应用的最大市场，也是持续保持高增长的一个领域。根据中关村储能产业技术联盟（下称CNESA）的统计，2000-2016年应用于用户侧（即分布式发电及微网领域）的投运储能系统累计装机量为107.9MW（不包含抽水蓄能和储热项目）占全部装机的比例为57%。从2015年下半年至今，储能产业又经历了一个增长的小高潮，根据CNESA 2015年7月-2016年12月的统计，这期间储能装机的新增规划量约为740MW（估算的容量为3.8GWh，不包含抽水蓄能和储热项目），其中，安装在用户侧的比例占全部规划的54%。

　　安装于工商业用户端或是园区的储能系统是我国用户侧储能的主要应用形式，主要服务于电费管理，帮助用户降低需量电费和电量电费。在这些领域，储能既可以与光伏系统联合使用，也可以独立存在；通过峰谷电价差套利是最主要的盈利手段，根据不同地区的政策，需量电费管理和需求侧管理是辅助盈利点。由于储能系统成本有差异，各地区的峰谷电价差不同，因此项目的盈利空间也有差别。以峰谷电价差在0.75-0.80元之间的地区为例，（假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，安装铅炭电池系统，每天两次充放）目前储能电站项目静态投资回收期在7-9年不等。

　　从现有项目看，储能系统的资产一般掌握在储能厂商或系统集成商的手中，收入就是为用户节约的部分电费。由于投资回收期较长，厂商或集成商的风险较大，同时还要支付项目的先期投入，压力也不小。近期，投融资机构对储能产业的渗透不断加强，从关注逐步向合作转化；由投融资机构参与的储能电站建设模式不断涌现。

　　为了不断增强储能系统在用户侧的应用价值，提升其在用户侧的广泛应用度，结合近期出台的国家和地方政府的政策，储能产业的参与者也在探索和挖掘用户侧储能的细分市场以及多种应用模式。2015-2016年是能源政策、电改政策、可再生能源政策、节能减排等相关政策的频发期。这些政策的出台，直接或间接推动了储能用户侧市场的发展。

　　目前储能系统的应用类型单一、应用市场机制不健全和缺乏体现其商品价值的定价制度，是其利润低、市场需求不明晰和可持续盈利潜力不足的主要原因。借力政策、寻找储能的多重应用市场，在应用中，强化刚性需求，弱化成本障碍是主要目标。储能厂商也紧抓市场机遇，积极参与新能源微网、能源互联网、多能互补、电能替代、备用电源、车电互联等领域的项目开发和申报。

　　虽然存在不少问题，但随着储能成本的进一步下降，电改政策红利的显现（例如峰谷电价制度的完善、尖峰电价的制定、需求侧管理等补偿机制的建立以及电力市场用户侧多种增值服务开展等），储能细分市场的不断开发和应用的深化，用户侧储能市场将成为储能在我国实现商业化应用的先行军。

　　大规模储能市场开启

　　探索市场和价格机制

　　以风电和光伏发电为主的可再生能源发展是我国能源发展的重点之一。根据刚刚发布的可再生能源“十三五”规划的目标，到2020年，光伏发电达到1.05亿千瓦（105GW），光热发电达到500万千瓦（5GW），风电达到2.1亿千瓦（210GW）。到 2020 年，全部可再生能源发电装机6.8亿千瓦，发电量1.9万亿千瓦时，占全部发电量的27%。作为清洁的可再生发电资源，光伏发电和风电在经历快速发展的同时，也面临着弃风、弃光等可再生能源并网消纳困难等一系列问题。经过十多年的研发和示范应用，大规模的储能（包括储电、储热、储氢）建设已经被定义为解决可再生能源并网消纳的重要手段之一。

　　在集中式可再生能源发电领域，储能已经被验证的应用主要包括解决弃风/弃光，跟踪计划出力、平滑输出和参与调峰调频辅助服务。在此领域，储能系统的大容量、大规模建设和应用是重点；此应用场景对储能的成本、寿命、安全性的要求都很高；特别是储能接受电网调度进行调峰调频服务的时候，容量和效果都是至关重要的保障条件。“十二五”期间，储能在发电侧的示范场景集中在单个风电场配备10%左右的储能系统。当时由于储能的成本较高、安装规模较小，商业价值不明显，也不能直接解决大规模可再生能源的消纳问题；但这些项目非常好地验证了储能的技术和应用效果，积累了运行经验，为未来储能在可再生能源发电侧的大规模应用打下了基础。

　　进入“十三五”以来，储能厂商开始在辅助服务领域寻找大规模储能应用的市场机遇。2013年，石景山热电厂调频储能项目投运，储能系统与火电机组捆绑参与电网调频辅助服务的商业示范项目取得了较好的应用效果，锂离子电池的灵活快速调节能力为项目带来了商业价值。但由于调频市场的整体规模不大，特别是采用类似“按效果付费”的调频电价尚未在全国范围推广，储能大规模参与辅助服务还需要政策的进一步支持。2016年6月国家能源局正式出台的《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》加速了这一市场的形成。根据《通知》的相关规定，我国将逐步建立电储能参与的调峰调频辅助服务共享新机制，充分发挥电储能技术在电力调峰调频方面的优势，电力储能系统在获得参与电网调峰调频等辅助服务身份的同时，也能够按应用效果获得应有的收益。

　　从CNESA的数据看，2000-2016年应用于可再生能源发电侧和辅助服务的储能系统累计装机量为74.1MW，占全部装机的比例为39%（不包含抽水蓄能和储热项目）；在2015年7月-2016年9月规划的约740MW储能装机中（估算的容量为3.8GWh，不包含抽水蓄能和储热项目），这两个领域的应用比例分别为11%和36%，其中二连浩特的160MW项目和大连200MW储能调峰调频储能电站项目体现了储能开启大规模应用的特点。同时，以比亚迪为代表的多家锂离子电池和铅蓄电池厂商也密切关注着大规模储能应用市场，提出了“独立电池储能电站”的概念，建设主体的投资可以多元化，由电网直接调度，与区域内多个风光电站协调运行，原理类似于小型抽水蓄能电站，可为电网稳定安全运行提供包括调峰、调频、备用、跟踪计划发电、平滑风电出力等多重服务。

　　与前几年储能在项目中的安装容量相比，储能的大规模应用已经启动，结合储能的性能优势和价值，研究制定储能的市场参与机制和细则，并建立相应的定价制度是下一步的工作重点，也是确保大规模储能持续发展、支撑能源转型和能源结构调整的关键。

　　国际储能市场活跃

　　国内厂商加紧布局

　　从2015年下半年开始，国际储能市场发展迅速。根据CNESA的统计，2015年7月-2016年12月，全球新增规划储能装机为2.5GW（不包含抽水蓄能和储热项目），其中已经部署的近1GW。用户侧储能市场和调峰调频辅助服务市场是两个主要发展领域。

　　在用户侧储能市场，近几年，以德国、澳大利亚、美国、日本等国家为代表，分布式发电及微网和户用储能发展迅速。第一个原因是当地政府制定的储能安装补贴、投资税收优惠和需求响应激励机制等政策，为储能应用拓展、商业模式构建、盘活社会资本、激发社会参与提供了强大支持。另一个原因则是由于分布式光伏发电上网补贴电价的大幅退坡，以户用光储为代表的分布式储能应用在削峰填谷、节省电费开支、延缓输配电扩容升级等方面表现出了良好的经济收益。

　　在特斯拉、Sonnenbatterie、LG Chem等公司面向全球发布户用储能产品的同时，国内储能技术企业也紧盯海外市场，推出家用储能产品。2016年以来，根据CNESA研究部的调研，科陆电子、沃太能源、中航锂电、协鑫集成储能、中兴派能、天合储能等企业纷纷发布了户用储能产品，容量在2.5kWh至7kWh之间，主要采用锂离子电池技术，同时配套智能能量管理系统，针对户用光伏储能应用提供解决方案。以国内锂离子电池、铅蓄电池的强大技术和生产能力为支撑，中国储能企业正在通过寻找当地经销商、与当地光伏安装企业和储能系统集成商建立合作伙伴关系等多种形式，积极开拓澳大利亚、德国、美国等国家的户用储能市场。

　　同时，一些国家的岛屿储能应用也逐步兴起。例如，法国的科西嘉岛、马提尼克岛和瓜德罗普岛的39MW的光储项目、美国Ocracoke岛屿储能项目等。另外，印尼、菲律宾等东南亚国家对海岛储能的需求也有待挖掘。

　　储能参与调峰调频辅助服务市场 在美国PJM首先利用储能参与调频辅助服务之后，德国、韩国、英国等国家也逐步开启了储能调频辅助服务市场，以比亚迪为首的一些国内企业的储能系统也参与其中，比亚迪用于国际市场调频的出货量已经超过100MW。由于储能技术具备的灵活性和快速响应的特点，未来还会有更多的国际调频市场需求释放出来。

　　2015年10月23日，南加州天然气公司的Aliso Canyon地下储气设施发生天然气泄漏。由于Aliso Canyon天然气气田可以供应10GW电站的发电需求，冬季可以满足南加州所辖区域内20%的高峰负荷，夏季60%的高峰负荷，因此，该储气库封闭后，当地的电力供应问题变得异常严峻。三大公共事业公司已经加快储能安装部署的进程。截至2016年第四季度，SCE公司和SDG&E公司共采购了94.5MW/342MWh的储能项目，主要用于辖区未来的调峰市场。这也是未来国际调峰市场的开启信号。

　　储能产业发展现状与展望

　　我国储能产业经过十多年的发展，正处于从示范应用向商业化初期发展过渡的重要阶段。

　　从技术发展看，锂离子电池、铅炭电池、液流电池、钠硫电池、超临界压缩空气储能、超级电容等主流储能技术的成本已经有了大幅降低。根据CNESA的分析数据，到2016年底，大部分技术的建设成本在人民币2000元/kWh-3000元/kWh之间，较2013年，平均降幅超过50%；预计到2020年，主流技术的成本区间将降低到人民币1000元/kWh-1500元/kWh左右；建设成本的大幅下降将为储能未来的广泛应用奠定基础。

　　从应用发展看，通过在“十二五”期间的示范应用，储能技术的应用领域和应用类型逐步明晰，应用效果得到验证，储能的应用价值也日趋明确。根据已有的应用案例分析，集中式风光电站配置储能、储能与火电机组捆绑参与调频服务和分布式发电系统配备储能成为现阶段储能系统应用最主要的三个市场，随着示范应用向商业应用过渡，越来越多的细分市场将出现，一些新的应用模式也不断涌现。电动汽车储能的应用、储能在能源互联网的应用、储能参与多能互补项目等都会给储能发展带来更多的市场机遇。

　　从市场规模看，一方面我国加大力度部署抽水蓄能和熔融盐储热等大规模储能技术，根据国家能源局已公布的数据和CNESA统计，截至2016年底，我国抽水蓄能电站的投运规模超过24GW，占全部储能累计安装量的99%以上，预计到2020年底，抽水蓄能电站装机将达到 40GW。应用于太阳能光热领域的熔融盐储热项目在我国的发展潜力巨大，目前的规划和在建装机超过1.8GW，2016年8月，国内首座塔式10MW熔盐储热项目投运。另一方面，以电化学电池为主的储能技术发展速度较快，据CNESA统计，2000-2016年（不包含抽水蓄能和储热）的储能累计装机量为189.4MW，年增长率34%。截至2016年底，全球2000-2016年储能的累计装机（不包含抽水蓄能和储热）为1756.5MW，年增长率为48%，我国在全球占比为11%。

　　从未来发展看，受我国能源变革和能源结构调整政策、新一轮电力体制改革、可再生能源消纳和电动汽车发展增速的驱动，从2015年下半年开始，储能产业经历了一轮快速发展。根据CNESA的统计，2015年7月-2016年12月，不包含抽水蓄能和储热在内的新增规划项目总装机量达到740MW（估算的容量为3.8GWh，不包含抽水蓄能和储热项目），计划在未来的两三年内建设、投运完成；如果规划全部落实，到2018年，我国储能的累计安装量将实现7-10倍的增长。储能产业的发展初具规模。

　　政府和社会对于储能产业的关注度不断提高，定位逐步清晰，快速发展已经成为必然。最近国家出台的多项能源规划政策，包括“十三五”规划纲要、《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》、《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》、电力“十三五”规划、可再生能源“十三五”规划等，都将储能作为重点研究和发展领域之一。储能产业的发展热度不断增高，但作为新技术、新产业，储能在发电侧、电网侧的应用市场尚未完全形成，市场机制也不健全；在用户侧，储能的应用类型单一，可实现的价值有限，具有盈利性的商业模式正处于不断探索中。储能项目的可盈利性成为产业发展的关键和“十三五”期间的主要目标。

　　从政策层面看，补贴和补偿政策、市场机制和价格机制是推动储能应用可盈利的几个因素；从技术和应用层面看，降低技术成本、寻找更多的储能市场机会则是储能从业者接下来的重点工作。未来，我国的能源变革、大规模可再生能源的接入和电力体制改革的进一步深化都将给储能产业创造巨大的市场商机，储能技术的发展优化也将更贴近市场和用户的需求。在“十三五”期间，期望储能产业能够保持健康、可持续的发展态势，突破商业化应用的门槛，实现系统的多重价值，成为支撑能源革命、建设我国低碳绿色生态系统的新生力量！

由武汉节能协会办公室整理