近年来，储能备受大家关注，无论是调峰调频、削峰填谷还是微电网等场景中，储能的价值都有体现。目前世界各国纷纷出台了相应的政策支持储能的发展，尤其是美国、德国等大力发展可再生能源的国家，储能在新能源并网中既可以帮助电网公司进行调频，也可以平衡电网负荷。我国也不例外，出台了很多政策，目的就是推动储能的快速发展。小编给大家统计了2015年来，与储能相关的所有政策，大概分为三类，电储能参与电力辅助服务、微电网相关政策、储能产业政策。
储能产业相关政策分析
2017年9月，首个系统性储能文件《关于促进储能技术与产业发展指导意见》下发，文中提到要分两个阶段推进，首先由储能研发示范阶段向商业化初期过渡，然后由商业初期向规模化转变。按照文件中的说法，储能目前正处于向商业化初期转变阶段，有很多的示范项目都已投运，包括全球规模最大的全钒液流电池储能电站、国内规模最大的储能电力调频项目、全国首个应用于用户侧大型商业综合体的商业化储能电站等等，对于储能行业技术积累、商业运行模式探索和推进电力体制改革等方面均具有十分重要的示范意义。
大连、江苏、河北邯郸等地均出台了储能相关产业的政策，同时，多项国家标准实施，包括《电化学储能系统储能变流器技术规范》、《电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范》等，在2017年中国已投运的储能项目中，电化学储能项目的装机规模仅次于抽水蓄能，其中抽水蓄能的单个项目规模就很大，而且大部分由国家政府投资建设，这里就不做考虑，由于储能电站对电池的寿命、安全性、性能等要求较高，电化学储能技术发展迅速，同时受益于动力电池装机量的增长，电池成本有望下降，为了规范储能电池的发展，多个国家标准相继实施，希望对储能电池的安全性、技术规范上有所提高。最近，动力电池的梯次利用备受大家关注，近日，《新能源汽车动力蓄电池回收利用管理暂行办法》发布，文件中鼓励开展梯次利用和再生利用，动力电池的装机量大，同时迎来首批“退役潮”，动力电池梯次利用的回本周期快，预计会迎来较大的爆发期，但是动力电池的拆解成本与技术还有待解决。
政策摘要如下：
《关于促进储能技术与产业发展指导意见》 2017年9月22日印发
意见中提出，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。
《大连市人民政府关于促进储能产业发展的实施意见》 2016年5月印发
到2020年，储能产业创新中心主体初步形成，储能技术日趋完善;示范应用取得明显效果，运营成本大幅降低;产业化基地基本建成，产业知名度显著提高;全钒液流电池储能系统能量转化效率提高到75%以上，电池系统成本降低到2500元/kWh以下。
推动储能技术和装备在发电侧、输电侧、配电侧及用户侧的示范应用。在发电侧，加快推进包含大规模储能系统的海上、陆上网源友好型智能风电场示范项目;在输电侧，建设全钒液流电池储能调峰电站国家示范工程，提高大连市电网安全性，缓解电网调峰压力;在配电侧，配合配电网改造工程和电动汽车产业发展，建设储能型变电站，在电动汽车集中充电站中规划配套储能装置;在用户侧，配合新型城镇化建设和智能微电网建设，选择海岛、新建大型公共设施等适当区域，建设包括风、光、沼气等多种能源形式发电、储能、燃气冷热电三联供、电动汽车等为特征的能源互联网试点示范工程。通过大容量储能示范项目的规模化实施，完善高性能、低成本全钒液流电池储能关键技术，形成大规模储能电站设计、安装、维护、运营和管理控制能力，为大规模推广应用积累经验、创造条件。
江苏《客户侧储能系统并网管理规定》(试行) 2017年9月发布
本规定仅适用于35千伏及以下电压等级接入，储能功率20兆瓦以下的客户侧储能系统：
第一类： 10( 6,20)千伏及以下电压等级接入，单个并网点储能功率不超过6兆瓦的客户侧储能系统。
第二类： 10( 6,20)千伏电压等级接入，单个并网点储能功率超过6兆瓦，或35千伏电压等级接入的客户侧储能系统。
河北省邯郸《关于促进储能技术与产业发展培育未来产业竞争新优势的指导意见》 2017年8月8日印发
锂电池储能技术目标：通过10年左右的努力，基本建立从材料制备到系统集成全产业链的钛酸锂储能产业体系，形成总量规模、创新能力和推广应用等均具有行业影响力的产业集群，打造成为全国最大的钛酸锂储能产业研发、生产、示范推广应用基地，实现产值1000亿元以上。
氢储能技术目标：通过10年左右的努力，初步建立制氢、储氢、运氢、加氢、用氢的全产业链氢能产业体系，争做国内氢能利用的先行者，打造成为全国最大的氢能产业研发、生产、示范推广应用基地。
新型储热储冷技术目标：密切跟踪国内外以相变材料为主要储能介质的新型储热储冷技术研发进展，针对低温、中温、高温相变材料不同应用领域，重点在太阳能发电采用相变材料蓄热、建筑材料采用相变涂料蓄热蓄冷保温节能、相变冷链物流等环节，推进产业化进程和示范应用。
国家标准《电化学储能系统储能变流器技术规范》 2018年2月实施
国家标准号是GB/T 34210，本标准规定了电化学储能系统用交直变换型三相储能变流器的相关术语和定义、产品分类、技术要求、检验规则、标志、包装、运输、贮存等相关内容。
本标准适用于以电化学电池作为储能载体的低压三相储能变流器，其直流侧电压最高值不超过1000V。
国家标准《储能变流器检测技术规程》 2018年2月实施
国家标准号GB/T 34133，本标准规定了电化学储能变流器的检测项目、检测条件、检测装置和检测步骤等。
本标准适用于以电化学电池作为储能载体的低压三相储能变流器，且直流侧电压不超过1000V。
国家标准《电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范》 2018年2月实施
国家标准号GB/T 34131，本标准规定了电化学储能电池锂离子电池管理系统的适用条件、功能要求、检验和试验项目等。
本标准适用于新建、改建、扩建电化学储能电站。
《锂离子电池行业规范公告管理暂行办法》 2016年1月1日起实施
本办法适用于中华人民共和国境内(台湾、香港、澳门地区除外)所有类型的锂离子电池行业生产企业，主要包括从事正极材料、负极材料、隔膜、电解液(含电解质)、单体电池、电池组等生产的企业。
团体标准《锂离子电池企业安全生产规范》 2018年1月1日实施
标准号T/CIAPS0002，本规范适用于锂离子电池工厂新建、改建、扩建的设计及生产过程;宜用于锂离子电池行业的安全评价、消防验收、职业卫生评价等活动。
电力辅助服务相关政策分析
2017年11月15日，《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》印发，文件中提出，鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务。在全球范围看，辅助服务是最先实现储能商业化应用的领域，而在中国，只有部分省份下发了电储能参与电力辅助服务市场的文件，其中包括山西、甘肃、新疆、福建、山东等省份，文件中有明确提出电储能可以参与辅助服务市场。值得一提的是，去年12月，南方监管局下发了《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》，细则中明确指出，储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行补偿，具体补偿标准为 0.05 万元/兆瓦时，这是首个区域性的电储能电站并网补偿文件，说明国家鼓励储能参与电力辅助服务。
储能主要在电源侧或负荷侧为电网提供调频调峰服务，储能电站具有精确响应，反应时间短等优势，有效缓解了火电机组调频调峰的压力，同时有利于新能源的并网消纳。储能参与电力辅助服务，为储能产业找到新的盈利模式，而且促进储能技术的研发，但是，储能电站的高成本问题还有待解决，希望借助于电力市场的建设，储能产业能找到更好的盈利点。
政策摘要如下：
《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》 2016年6月7日印发
通知要求，“三北”地区原则上可选取不超过5个电储能设施参与电力调峰调频辅助服务补偿(市场)机制试点，发挥电储能技术优势，建立促进可再生能源消纳的长效机制;
鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施;在发电侧建设的电储能设施，或作为独立主体参与辅助服务市场交易;在用户侧建设的电储能设施，可视为分布式电源就近向电力用户出售;用户侧建设的一定规模的电储能设施，可作为独立市场主体，深度调峰。
《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》 2017年11月15日印发
以完善电力辅助服务补偿(市场)机制为核心，全面推进电力辅助服务补偿(市场)工作，分三个阶段实施。第一阶段(2017年～2018年)：完善现有相关规则条款，落实现行相关文件有关要求，强化监督检查，确保公正公平。第二阶段(2018年～2019年)：探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制。第三阶段(2019年～2020年)：配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。
按需扩大电力辅助服务提供主体。鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务。
《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》 2017年12月25日
细则适用于南方区域地市级及以上电力调度机构直接调度的并与电力调度机构签订并网调度协议的容量为 2MW/0.5 小时及以上的储能电站。储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行补偿，具体补偿标准为 0.05 万元/兆瓦时。
《山西省电力辅助服务市场化建设试点方案》 2017年8月21日印发
山西省电力辅助服务市场化建设将分阶段组织实施：第一阶段(2017-2018年)：开展调频辅助服务市场建设，建立有偿调峰辅助服务市场，探索无功补偿、黑启动辅助服务的市场化运作机制。第二阶段(2019-2021年)：在现货市场启动后，开展备用辅助服务市场建设;制订电能、调频与备用辅助服务在现货市场中联合出清、一体优化的实施方案;制订以双边协商交易为主的无功补偿与黑启动辅助服务市场化实施方案。
市场主体：具备自动发电控制装置(AGC)的统调火电机组与满足相应技术标准的新能源机组、电储能设备运营方、售电企业、电力用户等可参与调频辅助服务市场。
《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》 2018年4月30日前提交电储能设施标准
通知中明确规定储能运营企业可参与调峰和调频辅助服务，并且电储能设施可作为参与辅助服务提供及费用结算的主体，电储能设施独立并网,根据调度指令独立完成辅助服务任务,并单独计量的运行方式 。
独立参与调峰的单个电储能设施额定容量应达到lOMW及以上(联合调峰容量暂不受限制),额定功率持续充电时间应在4小时及以上。独立参与调频的电储能设施额定功率应达到15MW及以上,持续充放电时间达到15分钟以上;单个联合调频项目容量应达到机组额定容量3%或9MW 及以上,持续充放电时间达到15分钟以上, (在容量配比富余的情况下可放宽至5分钟以上,根据运行情 况另行调整)。
《甘肃省电力辅助服务市场运营规则(试行)》 2018年4月1日起执行
电力辅助服务市场的市场主体为已取得发电业务许可证的省内发电企业(包括火电、水电、风电、光伏)，以及经市场准入的电储能和可中断负荷电力用户。自备电厂可自愿参与电力辅助服务市场。网留非独立电厂暂不参与电力辅助服务市场。自发自用式分布式光伏、扶贫光伏暂不参与电力辅助服务市场。
电储能既可在电源侧也可在负荷侧，或以独立市场主体为电网提供调峰等辅助服务。鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施，要求充电功率在1万千瓦及以上、持续充电时间4小时以上。
电储能用户在调峰辅助服务平台开展集中交易需向调峰平台提交包含交易时段、15分钟用电电力曲线、交易价格等内容的交易意向，市场初期电储能用户申报价格的上限、下限分别为0.2元/千瓦时、0.1元/千瓦时。
《新疆电力辅助服务市场运营规则(试行)》 2017年9月25日印发
电力辅助服务市场的市场主体为新疆省级及以上电力调度机构直接调管的，参与新疆区域内电力电量平衡的经市场准入的电储能和可中断负荷电力用户或独立辅助服务提供商等。
鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施，要求充电功率在1万千瓦及以上，持续充电时间4小时以上。
《福建省电力辅助服务(调峰)交易规则(试行)》 2017年7月26日印发
参与福建电力辅助服务交易的市场成员包括凡在福建电力交易中心注册的市场成员均应按要求参加福建电力辅助服务市场交易，包括并网发电企业、拥有自备电厂的企业、售电企业、参与市场交易的用户、储能等辅助服务提供商。
鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施，鼓励集中式间隙性能源发电基地配置适当规模的电储能设施，实现电储能设施与新能源、电网的协调优化运行;鼓励在小区、楼宇、工商企业等用户侧建设分布式电储能设施。
《山东电力辅助服务市场运营规则 (试行)》 2017年5月31日
本规则适用于山东省级电力调度机构直接调度的并网发电机组 (暂 不包括自各电厂 )和送入山东电网的跨省区联络线参加的辅助服务交易行为。
微电网相关政策分析
2017年5月，国家公布了28个新能源微电网示范项目，其中包括24个并网型微电网与4个独立型微电网，同年7月，《推进并网型微电网建设试行办法》印发，鼓励各类企业、专业化能源服务公司投资建设、经营微电网项目;鼓励地方政府和社会资本合作(PPP)，以特许经营等方式开展微电网项目的建设和运营。为了规范微电网技术的发展，保证微电网接入电网的安全性，《微电网接入配电网测试规范》、《微电网接入电力系统技术规定》等多项国家标准实施，这在一定程度上显示了我国对微电网的重视程度。
我国的电网架构存在一定的薄弱环节，而微电网的作用正好能弥补这一缺点，促进了我国对微电网的研究步伐。微电网能够削峰填谷，从而提高新能源的利用效率，近年来，国家大力发展新能源，减少弃风弃光率，微电网技术的发展起到关键作用，但是国内微电网的起步较晚，不如国外发展好，还面临这很多挑战，相信伴随着国家政策的出台，微电网会走上高速发展的道路。
政策摘要如下：
《关于新能源微电网示范项目名单的通知》 2017年5月5日印发
通知中共包含28个新能源微电网示范项目，具体分为24个并网型微电网项目、4个独立型微电网项目，这批项目带来的新增光伏装机为899MW，新增的电储能装机超过150MW。
从地域上看，山东有5个项目入选，分别位于青岛中德生态园、青岛临港工业园区、济南积成工业园、济南经开区、泰安;其次为浙江(4个：嘉兴、温州、舟山、瑞安)和河北(3个：张北、崇礼奥运专区、崇礼中心城区);北京(延庆、海淀)、安徽(合肥、天长)、甘肃(玉门、酒泉肃州)、广东(广州、珠海)各获得两个;其余一个的有： 山西(太原)、吉林(白城)、陕西(宝鸡)、贵州(毕节)、 上海(临港)、福建(福鼎)、宁夏(吴忠)和江苏(苏州)。
《推进并网型微电网建设试行办法》 2017年7月17日印发，有效期3年
办法中称，微电网内部具有保障负荷用电与电气设备独立运行的控制系统，具备电力供需自我平衡运行和黑启动能力，独立运行时能保障重要负荷连续供电(不低于 2小时)。微电网与外部电网的年交换电量一般不超过年用电量的 50%。
同时要求，微电网源-网-荷一体化运营，具有统一的运营主体。微电网项目在规划建设中应依法实行开放、公平的市场竞争机制，鼓励各类企业、专业化能源服务公司投资建设、经营微电网项目;鼓励地方政府和社会资本合作(PPP)，以特许经营等方式开展微电网项目的建设和运营。电网企业可参与新建及改(扩)建微电网，投资运营独立核算，不得纳入准许成本。
国家标准《微电网接入配电网测试规范》 2018年2月开始实施
国家标准号是GB/T 34129，本标准规定了微电网并网测试的测试条件、测试项目和测试方法。
本标准适用于通过35KV及以下电压等级接入配电网的新建、扩建及改造并网型微电网的并网测试。
国家标准《微电网接入配电网运行控制规范》 2018年5月1日起实施
国家标准号GB/T 34930，本标准规定了微电网接入配电网运行控制应遵循的规范和要求，包括微电网的运行方式与控制策略、联络线交换功率控制、并/离网转换控制、继电保护与安全自动装置、电网异常响应、电能质量、通信与自动化、防雷与接地。
本标准适用于接入35KV及以下电压等级配电网的微电网系统。
国家标准《微电网接入电力系统技术规定》 2017年12月1日实施
国家标准号GB/T 33589,本标准规定了微电网接入电力系统运行应遵循的一般原则和技术要求。
本标准适用于通过35KV及以下电压等级接入电网的新建、改建和扩建并网型微电网。
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