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《完善顶层设计 加快氢能储能产业发展》

  • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
  • 编译者： guokm
  • 发布时间：2022-03-11

  • 新发展催生新产业，新产业造就新机遇。包括氢能、储能在内的新能源产业发展成为今年两会期间的热门话题之一。多位代表委员及专家建言，完善氢能、储能产业发展顶层设计，推动有效实施，推进产业发展驶上“快车道”。

    储能产业发展迎来新机遇

    在“双碳”目标引领下，储能产业迎来历史性发展机遇。业内人士透露，《“十四五”新型储能发展实施方案》已印发。业界预期，今后几年，新型储能将由商业化初期逐渐步入规模化发展阶段，逐步具备大规模商业化应用条件，万亿元储能产业有望照进现实。有机构统计，目前全国已有超过20个省区市明确了新型储能发展目标。

    全国人大代表、天能集团董事长张天任建议，加快推进制定新型储能系统安全规范，鼓励发展多种技术路线的储能电池。全国政协委员、宁德时代董事长曾毓群建议，破除制约市场竞争的各类障碍和隐性壁垒，参照抽水蓄能，建立适应新型储能特点的容量电价政策，形成稳定合理的收益空间，构建公平竞争的市场发展环境，促进各类储能的健康发展。

    在技术突破方面，全国人大代表、中国工程院院士潘复生建议，加大对颠覆性、前沿性新一代储能材料与装备技术的开发投入，特别是要高度重视具有战略意义的镁储能材料的开发应用。

    氢能产业驶入“快车道”

    氢能产业发展热潮同样势不可挡。日前公布的《内蒙古自治区“十四五”氢能发展规划》提出，到2025年，建成60座加氢站，推广燃料电池汽车5000辆，氢能产业总产值达1000亿元，打造10个以上氢能应用示范项目。

    粗略统计，目前已有30余个省区市在其“十四五”规划中提及氢能发展，50多个城市出台了地方氢能产业发展专项规划。根据各地规划目标，到2025年全国将建成加氢站超1000座，推广氢燃料车5.5万辆。

    全国政协委员、中国石化董事长马永生表示，应加强氢能产业顶层设计、关键核心技术攻关，加快制定标准体系，加大产业政策扶持力度。

    “国家应尽快制定出台氢能产业发展规划。”张天任建议，加快完善顶层设计，引导产业健康发展。进一步拓宽氢燃料电池示范应用的领域、行业和区域，提高工业副产氢利用率，多渠道拓宽氢源，以更大的力度鼓励企业开展技术创新。

    立足产业发展趋势，结合推动区域经济发展的考量，全国人大代表、宝泰隆董事长焦云建议，对氢燃料汽车特别是作为生产资料的重卡、物流运输车等在东北地区推广给予特别补贴，以推动当地产业发展；建议对东北地区建设加氢站给予特别补贴，助推东北地区氢能源基础设施加速完善。

    “在碳达峰碳中和战略驱动下，我国氢能开发和应用将驶入发展快车道。”北京师范大学政府管理研究院副院长、产业经济研究中心主任宋向清说，氢能应用范围不断扩大，市场容量不断增加。

    目前，一批上市公司在加速布局氢能、储能板块。“预计三到五年内，千亿元规模以上的资本将投向氢能和储能领域。”宋向清建议，加速推动氢能产业化、规模化、品牌化、标准化进程，尽快出台国家氢能产业发展规划、国家氢能行业标准，建立国家氢能产业发展基金，加快加氢站布局，扶持一批自主知识产权领先的氢能产业龙头企业，支持氢能企业上市融资。

  • 原文来源：http://www.cnenergynews.cn/
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    • 北极星智能电网在线讯 : 新型储能 作为构建新型电力系统必不可少的组成部分,既是未来电力行业发展的重要方向和必备环节,也是实现双碳目标和高质量发展的必要手段和关键支撑。在此背景下,我国 电化学储能 产业近几年迎来快速迅猛发展,成为当前新能源领域中最为火热的赛道之一,各路英雄豪杰都在拼命往这个赛道上“挤”,导致整个产业已呈现出比较饱和状态,未“老”先“剩”,转眼间从“暖春”步入到“寒冬”,从高速发展的成长期迈入深度转型“阵痛期”,亟待采取行之有效的对策措施予以应对,以确保整个行业持续、健康和高质量发展。 (来源:微信公众号“能源新媒” 文:徐进) 电化学储能不可或缺 概言之,电化学储能是利用化学电池将电能储存起来并在需要时再将化学能转化为电能的储能技术。从现有技术路线看,大体可划分为锂离子电池、铅蓄电池、液流电池和钠硫电池等不同类别,其中,锂离子电池是当前电化学储能的主流技术路线,占整个新型储能装机95%以上,其他电化学储能如液流电池、纳硫电池等仍处于示范阶段,如果想要实现大规模的应用还有较长的路要走。从终端客户角度看,电化学储能又可分为表前储能和表后储能,其中,表前储能(俗称大储)通常是指发电侧与电网侧储能,主要用于电力调峰与系统调频;表后储能(又称用户侧储能)则进一步分为工商业储能与家庭储能,主要是增强供电稳定性,并通过峰谷差价套利有效降低用电成本。 同抽水蓄能传统储能和压缩空气储能等其他新型储能相比,电化学储能因其具备不受地理条件限制、建设周期短、响应速度快、技术相对成熟、能量密度大、转换效率高等独特优势,在电源侧、电网侧和用户侧等不同场景得到广泛应用,装机规模快速增长,呈现出一派欣欣向荣的景象,被称之是“迎合可再生能源大规模接入和缓解弃风弃光问题的关键技术,是推动分布式综合能源系统、智能配电网、微电网、能源互联网发展的必备技术,是帮助解决常规电力削峰填谷、提高常规能源发电与输电效率、安全性和经济性的重要支撑技术”,成为各国竞相角逐和抢占的战略新兴产业。 电化学储能尤其是在以下四大方面的应用场景最为普遍:一是电动汽车领域,其核心就是电化学储能技术,通过电池将电能储存起来,然后通过电机驱动车辆运动。经过多年发展,我国已初步建立了具有全球竞争力的电动汽车全产业链优势并实现了“弯道超车”,现已成为我国制造业发展“新标杆”和对外出口的“新三样”;二是 储能电站 行业,是指在建设开发风光等新能源过程中,通过配建电化学储能将发出的多余电量储存起来,以备在电力需求的高峰时使用,从而达到平衡电网负荷、提升电力系统可行性和稳定性等目的;三是工商储能系统,是指随着分布式和家用光伏发电系统日益普及,电化学储能将白天发出的电储存起来,以备不时之需,从而达到减少能源浪费、提高能源利用效率的目的;四是移动基站辅助服务,是指为保障通信的稳定性和连续性,通过利用电化学储能技术为移动通信基站提供备用电源服务,以确保通信系统的正常运行。 “一半是海水一半是火焰” 新型电力系统的加快构建和新能源汽车销售的持续“火爆”,让近几年以电化学储能为主的新型储能迎来高速发展的“黄金期”。专家预期,“十四五”期间我国电化学储能平均每年将会以80%的增速增长,“十五五”期间仍将保持平均每年50%的增速。在电化学储能赛道火热发展的同时,随之而来的诸如行业内卷、产能过剩、库存高企、盈利不足等问题日益凸显,同质化竞争呈现出愈演愈烈之势。电化学储能行业可谓是“一半是火焰,一半是海水”,正经历着“冰与火两重天”的严峻考验。 一方面,基于储能市场的高景气和高增长预期,电化学储能正成为资本角逐的新赛道,一些地方政府不顾及当地是否有资源禀赋优势或扎实产业基础,贸然采取“拿来主义”,机械照搬照抄别人的经验与做法,造成产业重复建设、发展势头火热等现象十分突出,各地产业规划上大同小异、频频“撞车”,带来严重的“后遗症”;还有不少其他领域的企业甚至是三无(即无技术研发,无生产能力,无售后服务)“皮包公司”纷纷跨界涌入这一热门赛道,都想方设法来“分一杯羹”。大量企业和资本蜂拥而至在一定程度上刺激了整个行业的爆发式增长,迎来一波又一波扩产增容热潮,产能严重过剩预示着新一轮洗牌开始。然而,储能有其独特的发展规律和相对高的技术门槛,若没有过硬的技术积累和相应的人才保障,只是盲目跟风、随意投资,终究不过是昙花一现,也会对整个行业发展造成不利影响,只有那些拥有核心技术和过硬产品的企业才是永远立于不败之地的“王道”。 另一方面,尽管目前电化学储能的发展处于如火如荼的势态,但由于行业加速洗牌、市场日益饱和、产业严重内卷、价格愈演愈烈、竞争趋于白热,其热辣滚烫的“盛宴”背后其实是“一把辛酸泪”,除了诸如福建宁德、比亚迪等少数几家行业顶尖企业发展相对较好外,绝大多数企业的毛利率比较低,效益下滑,处于微利边缘,有些甚至出现巨额亏损,整个行业总体状况并不理想,全要素生产率近年不升反降。尤其是随着储能价格屡创新低,不少抱着“博一把”的心态而盲目进入该行业的投资商,逐渐认识到该行业进入的“高门槛性”和赚钱的艰难性,已有相当部分企业相继退出了该行业,可谓是“出师未捷身先死,长使英雄泪满襟”。还有的因为产品严重同质化,让不少电化学储能企业想借助投机取巧的“噱头”搏一把或通过压降材料成本、优化员工、削减工资、减少开支等方式来降本增效,想方设法寻找各种“续命术”,以确保在竞争激烈的市场狭缝中求得生存之道。 “挡路虎”有待破解 总体而言,电化学储能发展中面临的困难和遇到的难题有其深刻的历史背景,是由多方面因素共同引起的,既有政策和市场层面的问题,也有技术和硬件层面的问题。要想确保其健康发展并迈入正轨有很多难关要闯,需要政府和企业共同努力去解决: 从政策和市场层面,电化学储能存在市场话语权相对较弱、主体资格有待明确、社会资本参与辅助服务门槛高等问题,导致在市场竞争中常处于被动不利地位:一是新型储能成长空间受限。由于传统电力市场留给新型储能的空间不大,发电侧储能收益直接来源于电力市场,而现行的电力市场的总体运行环境对电化学储能的发展并不太友好,致使电化学储能收益难以保障;二是储能作为辅助服务市场主体资格尚待明确。因为电化学储能受自身规模限制,难以像传统抽蓄那样主要用来调峰调频,其价值主要体现在它提供的辅助服务上,因此辅助服务市场的规制对其收益有着决定的影响。但在发电侧,电化学储能是作为发电厂机组的辅助设备运行的,其本身并没有辅助服务市场独立的经营资格,致使在收益分享中常处于不利地位,由此给电化学储能的收益带来很大不确定性;三是作用空间易受限制。因为电化学储能容量规模一般较小,满功率连续充放电大都在1至2小时之间,虽可有效应对新能源日内波动,但若出现长时间极端天气情况,储能利用效率会受到较大制约;四是“劣币驱逐良币”现象突出。由于电化学储能产业现有标准体系尚不完善,行业进入门槛相对较低,近两年大量良莠不齐的企业纷纷涌入,价格战和“口水战”频频迭出、狼烟四起,容易导致整个行业陷入无序竞争的恶性循环之中。 从技术和硬件设施层面来讲,我国电化学储能面临产业链脱钩、技术标准滞后、安全性难以杜绝等诸多问题,致使电化学储能在成长过程中不可避免会遇到一些“麻烦”:一是关键核心零部件存在“短板”。虽然我国电化学储能产业已经形成了从正负极材料、隔膜、电解液、双极板到电池模组和电堆生产、电池制造及后端应用市场开发的完产业链条,但在IGBT(绝缘栅双极型晶体管)等一些上游核心零部件仍依赖进口,自给率不到三成,面临“卡脖子”的处境;二是电池芯片和仿真软件存在“软肋”。尽管我国近年在电池芯制造和仿真软件方面投入大量人力与财力,但电池企业在设计仿真环节中普遍使用的仍是国外的CAE仿真软件,国内电池设计仿真软件设计虽取得一定进展,距离实现国产替代还有较大的差距,对整个产业发展的束缚也远超核心零部件断供的程度;三是产业技术标准存在“欠缺”。我国在电化学储能领域的标准创制起步较晚,在国际标准的创建方面严重滞后于产业发展,电化学储能相关制造工艺及安全标准大多由西方发达国家所制定,同我国电化学储能产业的国际地位极不匹配;四是原材料供应面临“瓶颈”。电化学储能的上游金属材料(锂、钴、镍等)矿石资源的“壁垒”效应非常明显,对外依存度总体超过80%,譬如磷酸铁锂电池的最关键原材料“锂”矿,我国储量仅占全球6%,60%以上的锂资源依赖国外进口,存在明显资源安全保障压力,实现自主可控迫在眉睫。 “五措并举”确保行稳致远 电化学储能作为一个具有“高确定性”的战略性新兴产业,整个产业仍处于快速发展的商业化初期,前期资金投入量大、生产技术密集高、产品更迭速度快,一旦规划、投资、市场不及预期,往往会造成重大经济损失、付出高昂机会成本。要采取多管齐下的策略,通过“强内力”破除“重内卷”,“强优势”化解“高门槛”,“差异化”平衡“同质化”,努力打造电化学储能创新的新高地,不断开拓电化学储能发展的新局面。 1、在“统”字上下功夫,统筹推进储能业务发展的新模式。近年来,国家及地方颁布一系列鼓励新型储能业务尤其是电化学储能发展的政策文件,政策的层层加码促使电化学储能迎来新的历史机遇,但如何确保政策同向发力、形成合力,助力电化学储能产业行稳致远则是一个重要命题:一要统一认识,树立“一盘棋”思想,坚持以规划为引领、以创新为驱动、以市场为主导、以机制为保障、以安全为底线,高点定位、统筹谋划、科学布局好电化学储能发展的战略定位,以产业发展和国家整体利益大局为重,正确处理好局部与全局、个体与整体的关系,切实打破和消除各种阻碍电化学储能发展的利益藩篱;二要统合政策标准。结合双碳目标和新型能源系统构建的要求,对现行新型储能发展政策和规划措施进行整体性设计和系统性谋划,将其纳入构建新型电力系统的大框架之下,真正形成各层面法规、政策、制度、标准的有机配套与相互协调,从制度安排上纾解电化学发展上面临的诸多共性难题,从顶层设计上科学谋划好电化学储能的发展方向;三要统筹资源资本,充分利用国内国际两大市场、两种资源,因地制宜推动电化学储能全领域、全球范围内资源要素的合理配置,有效激活资源价值和放大资本功能,切实提升新型储能发展的财政、金融、税收、土地等政策合力,尽可能实现规划、产业、平台、人才“四大共享”,为电化学储能产业发展营造良好环境。 2、在“改”字上动真格,大胆勇??储能产业发展的新路径。目前制约以电化学化储能为主的新型储能良性发展的突出问题是传统电力交易模式下电站利用率较低、盈利难有保障,导致成本与收益的不匹配。据中电联新发布《新能源配储能运行情况调研报告》,所调研电化学储能项目平均等效利用系数仅为12.2%,而新能源配储等效利用系数仅为6.1%,远低于其他类型配储的利用系数。在电力市场化改革大背景下,如何加大改革、构建有利于新型储能良性发展的运行机制显得尤为必要:一是采取行之有效的政策手段,切实提高以电化学为主的新型储能利用率,从根本上解决新型储能大规模建设和调用不充分之间的矛盾。日前,国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》,就加强新型储能并网和调度运行管理、技术要求及协调保障等方面提出了一系列具体要求;二是不断加大市场机制和商业模式创新,丰富电化学储能应用场景和实际参与交易品种,确保收益来源多元化。 在这方面山东经验值得借鉴,首创独立储能电站进入现货市场运行方式,创造了电量交易+容量补偿+容量租赁收益模式,让新型储能运行经济性得到可靠保障;三是借鉴抽水蓄能、煤电的做法,在全国范围内探索建立新型储能容量电价机制,切实改变新型储能建设运行成本难以通过输配电价疏导、主要由新能源电站单一主体“买单”的现状,让新型储能电站有一个基本可靠的收益保障。 3、在“新”字上求突破,着力发展储能领域的新质生产力。创新是引领发展的第一动力。当前及未来一段时间,电化学储能技术发展将围绕成本、安全、环保、循环寿命等方面加大创新和攻关,重点聚焦于以下关键方向:一是大容量、长时间储能电池结构不断革新升级,电池容量在500Ah+以上和时长4小时以上锂离子电池技术会得到市场更大的青睐,尤其是更高能量密度、更短充电时间、更长使用寿命及更高安全性能的固态电池发展前景不可小觑,有望给储能产业带来颠覆性变革;二是取材方便、成本低廉的液流电池、钠离子电池的产业化进程将加快,有可能实现更大规模的研发应用,存在后来居上、弯道超车的可能;三是高性能、低成本的正负极电极、电解质、隔膜等储能关键材料和核心元器件的研发将持续优化改进,以填补国内市场空白和实现市场突围,为电化学储能技术的发展和应用提供更加高效和可靠的支持;四是包括电池管理系统(BMS)、能量管理系统(EMS)、温控系统和消防系统、多能互补和混合储能系统等在内的系统集成技术和仿真软件设计方兴未艾,以更好实现国产替代和破解“卡脖子”难题,为电化学储能各类场景打造“一站式”解决方案,使储能电站的整体性能更加优化。总之,技术创新是电化学储能发展的永恒主题,只有在储能材料、电芯设计和制造、储能系统集成和安全管理等领域和方向持续加大创新,才能有效破解产业发展中的瓶颈和梗阻,在与狼共舞中取得竞争主动权。 4、在“融”字上作文章,积极培育“储能+”的发展新业态。随着家庭、工商业、微电网等分布式储能的广泛兴起以及应急电源、充电桩、通信等移动储能的日益普及,电化学储能应用场景将会越来越丰富,以“储能+”融合发展的新业态将成为引领行业的必然趋势:一是储能与能源电力的融合。在进一步做好“风光水火储一体化”多能互补和源网荷储的基础上,积极推进在城市配网领域合理配置一定规模电化学储能,鼓励在满足电网安全要求、符合电网规划的前提下,依托现有变电站周边空地建设储能电站;二是储能与工商业的融合。大力推广“用户侧共享储能”等商业模式新示范,结合新能源汽车下乡+乡村振兴战略积极建设农村“新能源+储能”微电网示范项目,努力探索工商业分布式储能市场化应用的新途径,鼓励在综合智慧能源系统开展分布式多能联供的新模式;三是储能与交通运输业的融合。加快新能源汽车充电桩等基础设施建设步伐,鼓励在新能源汽车换电站和超级快充站合理配置电化学储能设施,支持构建以新能源汽车充换电网络、电池租赁、回收利用为链条的新型储能生态体系;四是储能与环保产业的融合。数据显示,当电化学电池材料中拆解回收占比为40%,电池成本可降到0.4元/Wh;当拆解回收占比为90%,电池成本可降低到0.2元/Wh。由此可见,储能与环保产业联系十分紧密,不仅有利于回收宝贵稀缺资源,而且也可有效避免环境污染,同时还能实现大幅降低电池成本。 5、在“深”上见实效,夯实筑牢储能产业发展战略新高地。牢牢把握电化学储能产业革命大趋势,不断深化储能产业结构调整,以筑牢价值链为核心,重塑创新链、供应链、产业链和生态链,做强长板优势,补齐短板弱项,努力构建“四链”协同的现代电化学储能产业发展新体系:一是优化创新链。充分发挥市场对技术研发方向、研发重点、实施路线、创新要素配置的导向作用,最大限度释放“人才、资本、信息、技术”等创新要素活力,建立覆盖研发、检测、中试和实证的全场景的创新链平台,实现基于协同创新驱动的“产学研用”一体化的高度耦合与良性互动;二是做强供应链,重点围绕电化学储能的产品设计、材料采购、物流运输、仓储管理、生产加工、样品试制、订单处理、终端零售等全环节减环节、优流程、提效率,实现“产供销、内外贸、上下游”一体化发展;三是精壮产业链,加快培育形成从锂矿开采加工到正负极、隔膜、电解液等关键材料以及电池制造、检测检验、终端应用及拆解回收等全生命周期的产业链条,切实推动电化学储能产业向价值链中高端迈进;四是丰富生态链。搭建起覆盖关键矿产开采、重要材料冶炼、关键零部件生产、重大装备制造、系统集成、产品咨询检测、项目投资建设等完整的产业体系,通过延链、补链、增链、强链,实现倍增效益和乘数放大效应,打造产业集中集聚集群优势,奋力书写引领电化学储能世界发展浪流的中国答卷。
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  • 《《广西新型储能发展规划（2023—2030年）》印发》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2023-05-06
    • 5月4日，广西壮族自治区发改委印发《广西新型储能发展规划（2023—2030年）》，文件提出：预计“十四五”时期全区风电、光伏发电装机将分别新增不低于1800万千瓦、1300万千瓦。到2025年，实现新型储能由示范应用进入商业化应用初期并向规模化发展转变，全区新型储能装机规模力争达到300万千瓦左右，其中集中式新型储能并网装机规模不低于200万千瓦。根据广西“十四五”集中式新型储能布局规划，共14地市总规模合计3.5GW。 积极发展电源侧新型储能。建设配置合理新型储能的系统友好型新能源电站或集群，推动高精度长时间尺度功率预测、智能调度控制、频率/电压/惯量调节主动支撑控制等创新技术应用，保障新能源高效消纳利用，提升新能源并网友好性和容量支撑能力。加快推进南宁横州、崇左大型风电光伏基地项目，以及桂林、贵港覃塘、梧州藤县等多能互补一体化项目配套储能设施建设。结合北部湾海上风电基地大规模开发，开展海上风电配置新型储能研究。鼓励结合整县分布式光伏开发试点、分散式风电建设配置新型储能设施。鼓励煤电机组配置新型储能进行联合调频，鼓励煤电机组通过配置新能源和新型储能发展“风光火储一体化”模式，提升电厂运行特性和整体效益。支持区内核电建设新型储能开展调峰调频及多场景应用。 因地制宜发展电网侧新型储能。鼓励在新能源大规模汇集送出的关键电网节点布局新型储能，缓解新能源消纳、调峰调频和大规模新能源接入电网压力。支持在负荷密集接入、电力供需形势紧张的地区布局新型储能，保障电力供应安全稳定。结合农村电网巩固提升工程，在偏远地区的电网末端、海岛等，合理布局电网侧新型储能或风光储电站，提高供电保障能力。在缺乏网间联络的独立供电区，通过新型储能提高电力供应保障水平、促进可再生能源开发利用。推动在变电站变压器重过载、输变电走廊（站址）资源紧张或项目建设难度大、季节性临时性负荷增长等地区，依托既有土地资源或输变电设施建设新型储能电站，延缓或替代输变电设施投资。在电网大容量关键输电通道近区合理配置新型储能，为电网安全稳定运行提供保障。 分级分类管理。自治区新型储能规划根据全区电力系统发展、新能源和新型储能项目建设发展情况提出集中式新型储能布局规划建议，并定期滚动调整。适时组织开展全区集中式新型储能示范项目建设，优先支持符合布局规划、电力系统亟需、前期工作充分、技术示范性强、落实租赁共享协议的项目纳入示范。纳入自治区年度建设方案的风电、光伏发电、多能互补、源网荷储一体化等项目的配建新型储能项目视同列入自治区新型储能规划。延缓和替代电网投资的电网侧新型储能项目须经过充分技术经济论证后，纳入自治区新型储能规划。集中式新型储能项目由各市根据全区布局规划统筹做好项目备案管理，优先推进布局规划范围内的项目。 全文如下： 广西壮族自治区发展和改革委员会关于印发《广西新型储能发展规划（2023—2030年）》的通知 各市发展改革委，各电网企业、各有关能源企业： 为贯彻落实《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）《国家发展改革委国家能源局关于印发〈“十四五”新型储能发展实施方案〉的通知》（发改能源〔2022〕209号）等文件精神，引导我区新型储能技术和产业健康发展，现将《广西新型储能发展规划（2023—2030年）》印发给你们，请认真贯彻执行。 广西壮族自治区发展和改革委员会 2023年4月25日 广西新型储能发展规划（2023—2030年） 新型储能是指除抽水蓄能以外的多种储能，技术形态主要包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能，以及氢（氨）储能、热（冷）储能等。新型储能是加快构建新型电力系统的重要技术手段和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，是催生能源新业态、促进产业高质量发展的重要领域。为贯彻落实《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）、《国家发展改革委国家能源局关于印发〈“十四五”新型储能发展实施方案〉的通知》（发改能源〔2022〕209号）等文件精神，引导新型储能技术和产业健康发展，按照自治区“十四五”能源、电力、可再生能源等专项规划要求，重点明确“十四五”时期新型储能发展规模与布局规划，提出发展目标和主要任务，并展望至2030年。 一、发展基础 广西新型储能处于起步发展阶段，在试点应用、政策体系构建、装备制造产业布局等方面均开展了有益探索。 （一）积极推动“新能源+储能”规模化发展。 2021年起广西开始推动新型储能规模化发展。2021年纳入全区建设方案的市场化并网陆上风电和光伏发电项目建设规模为669万千瓦和1416万千瓦，分别要求按照项目装机容量的20%、15%比例配建新型储能设施，总容量346万千瓦，时长不低于2小时。2022年，印发《广西壮族自治区发展和改革委员会关于印发推进广西集中共享新型储能示范建设的通知》，在全区开展集中共享新型储能示范项目建设，引导新能源年度建设方案明确的市场化并网新能源项目配套储能以集中共享形式加快建设，首批示范项目12个，总规模162万千瓦/364万千瓦时。2022年底，武鸣平陆共享储能电站（装机容量5万千瓦/10万千瓦时）并网试运行，成为南方五省区范围内首个市场化独立运行的大容量共享储能电站。 （二）新型储能装备制造产业布局开始起步。 随着全区新能源汽车的加快普及和新能源汽车制造业的迅速发展，动力电池开始实现本地化生产和大规模应用。广西依托有色金属、稀土资源优势，以及华友钴业、鹏辉能源、顺应动力电池等头部企业，着手加快发展锂电新材料、储能电池等电化学储能产业链。持续加大新型储能相关产业引进力度，顺利推进比亚迪弗迪年产70吉瓦时动力和储能电芯、35吉瓦时储能系统集成产线在南宁开工建设，远景能源等智慧储能制造基地也相继开工，新型储能相关产业布局初步形成。 （三）新型储能发展配套政策持续完善。 探索建立新型储能政策体系，先后出台并完善了峰谷分时电价方案，制定了“十四五”时期深化价格机制改革实施方案等政策，印发实施《推动新型储能参与电力市场和调度运用工作方案》、《加快推动广西新型储能示范项目建设的若干措施（试行）》，为新型储能商业应用和市场化价格形成创造了有利条件。支持新型储能发展的市场机制逐步完善，广西电力调峰辅助服务市场完成正式交易申报，现货市场建设稳步推进，新能源逐步进入电力市场，为后续新型储能参与电力市场交易、探索市场化商业模式、拓宽新能源消纳空间奠定了基础。 二、面临形势 （一）发展机遇。 “十四五”时期，是推进广西能源高质量发展的关键时期。新型储能对于推动落实碳达峰碳中和目标具有关键作用，是建设以新能源为主体新型电力系统的重要支撑，将迎来广阔的市场发展空间，面临前所未有的发展机遇。 构建新型电力系统为新型储能发展提供重大机遇。新型电力系统要求源网荷储各环节协调互动，具有绿色低碳、安全可控、灵活高效、智能互动等特征。碳达峰碳中和战略部署下，新能源发展按下“加速键”，预计“十四五”时期全区风电、光伏发电装机将分别新增不低于1800万千瓦、1300万千瓦，风电、光伏发电等新能源出力稳定性差，新能源消纳压力和电网安全运行风险加大。同时，广西电力需求旺盛，供需形势紧张，且广西主电网属于南方区域西电东送重要通道，对电力安全保供和安全稳定运行提出了更高要求。新型储能具有多重功能，具有快速响应特性，可作为灵活性资源削峰填谷，平抑新能源并网波动性，扩大新能源消纳空间，对提升电力系统调节能力、顶峰能力、应急备用能力、运行效率、安全稳定水平具有重要支撑作用。 能源科技革命为新型储能技术进步创造了有利条件。新型储能技术和产业发展已成为能源技术创新的关键领域之一。以锂离子电池为代表的电化学储能技术发展迅猛，钠离子电池、液流电池、压缩空气储能等技术逐步具备规模化发展条件，飞轮储能、超级电容、固态电池、储氢等创新储能技术百花齐放，技术进步预计将带动系统成本持续下降。广西可利用后发优势，加快布局新型储能装备制造产业、重大技术装备、技术适用性研究平台，紧紧抓住新型储能发展机遇。 新型储能产业将为全区经济发展注入积极动力。新型储能产业是战略性新兴产业的重要组成部分，目前全区已具备新型储能部分材料、电池的生产条件及下游新能源储能应用市场。立足广西“三大定位”和区位优势，充分发挥产业、市场基础作用，加快布局集材料、电池组、器件、系统集成、创新应用于一体的新型储能全产业链，有利于形成“双循环”新发展格局下的产业发展新动能，催生能源生产消费新模式新业态，为全区经济发展注入积极动力。 （二）面临挑战。 技术发展尚在起步。国内外除锂离子电池储能外，其他形式的新型储能技术大多仍处在起步阶段，循环寿命、成本、安全性等方面仍存在不足。广西新型储能产业链尚不健全，新型储能产业和技术应用以锂离子电池为主，仅储备有少数全钒液流电池应用项目，其他储能技术尚属空白，亟需加快技术研发和示范应用。 商业模式亟需突破。当前新型储能技术经济性仍有进步空间，新型储能参与各类电力市场机制需进一步完善，项目建设和运营成本有待市场化疏导，新模式新业态不够丰富，稳定、可持续的投资收益机制尚未形成，市场主体对新型储能投资仍处于观望状态。 管理体系有待健全。广西缺少大容量新型储能项目经验，施工调试、并网验收、运行检修、安全环保等技术标准，以及项目管理、安全管理、调度运行等机制等尚不健全。 安全运行存在风险。电化学储能属于能量高度密集的化学集成设备，具有易燃易爆特性，长期运行存在一定安全风险。储能电站项目运行经验积累仍有不足，风险暴露不充分。储能电站风险预警、消防应急处置等难题尚未解决。 三、总体要求 （一）指导思想。 坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大精神，深入贯彻落实习近平总书记对广西“五个更大”重要要求、视察广西“4.27”重要讲话和对广西工作系列重要指示精神，按照自治区第十二次党代会部署要求，完整准确全面贯彻新发展理念，深入落实“四个革命，一个合作”能源安全新战略，以碳达峰碳中和为目标，坚持以技术创新为内生动力、以市场机制为根本依托、以政策环境为有力保障，加快构建技术、市场、政策等全方位驱动的良好发展局面，推动全区新型储能实现商业化、规模化、产业化发展，为加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供有力支撑。 （二）基本原则。 坚持统筹规划、协同发展。强化规划引领作用，加强与能源、电力相关规划衔接。统筹新型储能产业上下游发展，差异化布局发展全产业链。针对各类应用场景，因地制宜多元化发展，优化新型储能建设布局，推动源网荷各侧协同发展。 坚持创新引领、示范先行。坚持技术多元、场景多元、投资主体多元，鼓励商业模式和体制机制创新，加快开展一批新型储能示范项目建设，先行先试形成典型经验全面推广。推动技术创新应用、产业升级、成本下降，有效支撑新型储能产业市场化可持续发展。 坚持市场主导、有序发展。明确新型储能独立市场地位，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府引导。完善电力市场化交易机制和价格形成机制，建立健全市场管理体系，探索新型储能市场新模式。 坚持立足安全、规范管理。加强新型储能安全风险防范，明确新型储能产业链各环节安全责任主体，严格落实国家新型储能项目管理规范和技术标准，严格核心部件产品安全质量要求，逐步完善新型储能技术、管理、监测、评估体系，加大行业监管力度，保障新型储能项目建设运行的全过程安全。 （三）发展目标。 到2025年，实现新型储能由示范应用进入商业化应用初期并向规模化发展转变，全区新型储能装机规模力争达到300万千瓦左右，其中集中式新型储能并网装机规模不低于200万千瓦。新型储能技术创新能力显著提高，产业体系培育壮大，适应新型储能发展的市场机制初步建立健全，市场环境和商业模式基本成熟。电化学新型储能示范应用取得明显成效，氢储能及其他创新储能技术的示范应用实现突破。提高电力系统调节能力成效明显，支撑新型电力系统建设取得阶段性进展。 到2030年，新型储能实现全面市场化、多元化发展。新型储能核心技术装备产业链成熟完备，创新水平显著提高，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全。新型储能技术路线实现多元化发展，与抽水蓄能形成高效互补。新型储能多重灵活调节功能更加凸显，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，在推动碳达峰碳中和领域发挥显著作用。 四、规划布局要求 需求导向，合理布局。积极引导新能源电站以市场化方式配置合理规模的新型储能。根据电力需求、负荷特性、电源结构、电网网架等电力系统特征，科学确定各区域建设规模，引导项目合理布局。 集中建设，高效利用。发挥新型储能“一站多用”的作用，鼓励优先建设集中式储能电站，提高利用效率。单个集中式储能电站装机容量规模以不低于10万千瓦为宜，时长不低于2小时，场地条件允许的项目可适当提高建设规模。发挥新型储能布局灵活的特点，就近就地高效利用。 因地制宜，科学选址。项目应在国土空间规划指导下，落实生态保护、耕地保护，综合考虑城乡发展、消防安全、交通运输、水文地质等要求，优先在消防、应急、电网接入等条件方便、经济，且远离居民生活区的地区选址。 五、主要任务 （一）加快推广应用，推动新型储能规模化发展。 优先发展集中式储能电站。鼓励新能源发电企业及各类市场主体，通过自建、合建等方式建设集中式独立储能电站，积极发挥新型储能在电力运行中调峰、调频、系统备用、爬坡、黑启动等多种作用，促进新能源消纳、缓解大规模新能源汇集压力、加强负荷高峰供电能力、提高电网安全稳定运行水平。在重点区域布局一批集中共享储能示范项目。探索试点建设大型新型储能调峰电站。 积极发展电源侧新型储能。建设配置合理新型储能的系统友好型新能源电站或集群，推动高精度长时间尺度功率预测、智能调度控制、频率/电压/惯量调节主动支撑控制等创新技术应用，保障新能源高效消纳利用，提升新能源并网友好性和容量支撑能力。加快推进南宁横州、崇左大型风电光伏基地项目，以及桂林、贵港覃塘、梧州藤县等多能互补一体化项目配套储能设施建设。结合北部湾海上风电基地大规模开发，开展海上风电配置新型储能研究。鼓励结合整县分布式光伏开发试点、分散式风电建设配置新型储能设施。鼓励煤电机组配置新型储能进行联合调频，鼓励煤电机组通过配置新能源和新型储能发展“风光火储一体化”模式，提升电厂运行特性和整体效益。支持区内核电建设新型储能开展调峰调频及多场景应用。 因地制宜发展电网侧新型储能。鼓励在新能源大规模汇集送出的关键电网节点布局新型储能，缓解新能源消纳、调峰调频和大规模新能源接入电网压力。支持在负荷密集接入、电力供需形势紧张的地区布局新型储能，保障电力供应安全稳定。结合农村电网巩固提升工程，在偏远地区的电网末端、海岛等，合理布局电网侧新型储能或风光储电站，提高供电保障能力。在缺乏网间联络的独立供电区，通过新型储能提高电力供应保障水平、促进可再生能源开发利用。推动在变电站变压器重过载、输变电走廊（站址）资源紧张或项目建设难度大、季节性临时性负荷增长等地区，依托既有土地资源或输变电设施建设新型储能电站，延缓或替代输变电设施投资。在电网大容量关键输电通道近区合理配置新型储能，为电网安全稳定运行提供保障。 探索用户侧新型储能集中式发展。鼓励在工业集聚区布局新型储能，积极支持铝产业、水泥、钢铁、化工等高耗能用户结合实际用能需求集中建设新型储能设施，利用分时电价机制引导用户削峰填谷，优化区域电网负荷特性，降低用户综合用电成本。鼓励百色铝工业、贵港水泥工业聚集地区等开展用户侧储能试点工作，示范带动其他行业用户侧储能加快发展。 专栏2新型储能示范项目 集中共享新型储能示范项目：加快推进第一批集中共享新型储能示范项目建成投产。适时在柳州北部、桂林北部、梧州市、玉林南部等地区开展第二批集中共享新型储能示范项目建设。 多能互补一体化项目配套储能项目：南宁横州市、崇左、来宾象州县、桂林、贵港覃塘区、梧州藤县、河池环江县、防城港上思县、百色田阳县、钦州等一批风光储项目配套储能项目。鼓励开展“风光火储”、“风光水储”等一体化示范。 常规电源配置储能项目：探索开展一批火储、水储联合调频示范项目。 大型新型储能调峰电站项目：在南宁、柳州、桂林、梧州、玉林等具备条件的内陆地区或内陆火电机组既有厂址，探索试点建设装机规模30万千瓦及以上或时长4小时及以上的大型新型储能调峰电站。 （二）积极试点示范，鼓励新型储能多元化发展。 开展多元技术路线试点示范。持续推进技术成熟、低成本锂离子电池技术商业化应用。在具备条件地区，加快开展全钒液流电池等容量型储能技术试点示范。重点开展钠离子电池、固态锂离子电池等高能量密度储能技术试点示范应用。推动飞轮储能、超导储能、超级电容储能等功率型储能技术示范应用。加快可再生能源富余电力制（储）氢技术研究和示范应用，探索储热、储冷、制氨等多种形式和更长时间周期储能技术应用。以需求为导向，推动多种储能技术联合应用，探索多技术路线复合型储能试点示范。 专栏3新型储能技术示范 全钒液流电池、铁铬液流电池、锌溴液流电池等技术示范。 钠离子电池、固态锂离子电池技术示范。 锂离子电池高安全规模化示范应用。 超导储能、超级电容储能技术示范。 飞轮储能技术示范。 风光储氢一体化、核能制氢等技术示范。 复合型储能技术示范。 促进分布式储能灵活多样应用。针对工业、通信、金融、互联网等用电量大且对供电可靠性、电能质量要求高的电力用户，根据优化商业模式和系统运行模式需求配置新型储能，提高综合用能效率效益。围绕大数据中心、5G基站、工业园区、公路服务区等终端用户，以及具备条件的农村用户，依托分布式新能源、微电网、增量配电网等配置新型储能，探索电动汽车在分布式供能系统中的应用，提高用能质量，降低用能成本。积极推动不间断电源、充换电设施等用户侧分散式储能设施建设，探索电动汽车、智能用电设施与电网双向互动模式，鼓励虚拟电厂等聚合技术应用示范，提升用能灵活性。围绕政府、医院、数据中心等重要电力用户需求，在安全可靠前提下，建设一批移动式或固定式新型储能作为应急备用电源。结合全区新型基础设施建设，积极推动新型储能与智慧城市、乡村振兴、智慧交通等领域的跨界融合。 推进源网荷储一体化协同发展。通过优化整合电源侧、电网侧、用户侧资源，合理配置各类储能，在确保电网安全稳定运行的前提下，鼓励以源网荷储一体化方式开展内部联合调度，提高源网荷储灵活互动水平，最大化调动或发挥负荷侧调节响应能力。在工业负荷大、新能源条件好的地区，鼓励开展源网荷储一体化绿色供电园区建设。 （三）强化科技创新，推动新型储能产业化发展。 加快全产业链建设。以建链为重点，以“链主”企业为核心，壮大国内龙头企业队伍，培育本土企业发展，重点打造上游储能电池新材料、中游高效电池组及集成、下游配套服务与电池回收为核心的全产业链，推动新型储能产业向成套化、高端化、智能化方向发展，打造在西南地区乃至全国具有影响力的新型储能装备特色产业集聚区。依托比亚迪弗迪、国轩高科、鹏辉能源、多氟多、华友、中伟等驻桂企业，发挥产业配套和集聚效应，加快完善上下游供应链。促进电化学储能与新能源汽车动力电池产业链上下游贯通协同，增强产业链供应链韧性。 专栏4新型储能产业发展重点方向 重点发展以锂离子电池、液流电池、钠离子电池、固态电池、氢燃料电池为主的新材料、关键零部件、高效电池组和成套装备，提高新型储能装备自主供给能力。在南宁、柳州、玉林、钦州等设区市建设一批储能电池新材料产业基地，健全先进适用正负极材料、电解质、隔膜、集流体等产业链，支持区内铝箔、铜箔等关联企业开展集流体延链补链技术升级。在南宁、桂林等地区探索依托钒矿资源发展全钒液流电池产业链。鼓励有条件的地区开展蓄热换热、压缩空气、飞轮储能、电解制氢、氢能储运等装备产业布局。鼓励电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）及相关芯片、电子元器件、软件系统等的研发和制造。鼓励具备条件地区提前布局储能电站退役管理、电池回收产业，实现废旧电池及储能材料的资源化和循环利用，研究电池一致性管理、安全评估和溯源系统。积极完善咨询设计、技术研发、检测认证、运营维护、应急管理、大数据应用等配套服务业。 加强先进技术攻关。鼓励企业、高校及科研院所等加强新型储能理论、关键材料、单元、模块、系统、储能安全等技术攻关，开展新一代储能电池关键技术和工程化应用研究。加快攻关液流电池、钠离子电池、固态电池、燃料电池等关键技术。研究超级电容、超导、飞轮、压缩空气、液态金属电池、金属空气电池、储氢（氨）等储能技术，以及适合南方地区的低温蓄冷、储热等实用技术。加大电化学储能系统安全预警、高效灭火及防复燃、储能电站整体安全性设计、储能电池寿命检测和状态评估等全过程安全技术投入力度。研究规模化储能主动支撑控制技术、储能集群协同优化运行技术、分布式储能聚合互动技术等智慧调控技术，开展源网荷储协同、虚拟电厂、市场化交易等领域关键技术研究。 推动产学研用融合发展。支持产学研用体系和平台建设，吸引更多人才、技术等高端要素向新型储能产业聚集，促进教育链、人才链和产业链的有机衔接和深度融合。加快推进新型储能技术创新中心、工程研究中心、重点实验室等创新平台建设，鼓励申报自治区级、国家级创新平台，加大对创新平台的支持力度，加速成果转化。鼓励政府、企业、金融机构、技术机构等联合组建新型储能发展基金和创新联合体，优化创新资源配置。鼓励区内高校加强学科建设，深化多学科人才交叉培养，培养一批新型储能专业人才和复合人才。支持相关企业、科研院所等持续开展新型储能应用布局、商业模式、政策机制、标准体系等方面的工作，为新型储能行业发展提供科学决策。 （四）完善市场机制，加快新型储能市场化步伐。 明确新型储能独立市场主体地位。推动具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，作为独立主体参与电力市场。推动以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，选择转为独立储能项目。积极支持独立储能项目参与电力中长期交易、现货、辅助服务等各类电力市场。推动独立储能电站以独立调度对象身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，纳入电力并网运行及辅助服务管理。 建立健全新型储能市场交易机制。完善广西电力中长期、辅助服务市场，加快推进电力现货市场建设。研究新型储能参与各类型电力市场的准入条件、交易机制、技术标准和价格形成机制等。鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场，鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与市场交易的模式。鼓励新型储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式参与电力辅助服务，完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，丰富电力辅助服务交易品种。鼓励进一步扩大电力中长期市场、现货市场交易价格上下浮动幅度，为用户侧储能发展创造空间。 健全新型储能价格机制。完善支持用户侧储能发展的价格机制，根据电力供需实际和经济高质量发展需要，适时适度拉大峰谷分时电价价差，建立与电力现货市场相衔接的需求侧响应补偿机制，推动用户侧积极配置储能，降低高峰用电需求，减少接入电力系统的增容投资。落实国家有关电网侧独立储能电站容量电价机制，科学评估新型储能替代输变电设施的投资效益，探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。 创新新型储能商业模式。鼓励建设集中共享新型储能项目，建立健全新型储能容量租赁机制，积极引导和鼓励市场化并网单体新能源项目在全区范围内通过向集中共享储能电站租赁容量的方式落实储能配置需求，鼓励签订与新能源项目全寿命周期相匹配的协议或合同。鼓励通过“容量租赁费+电力辅助服务收益”模式疏导新型储能成本，积极支持各类市场主体创新共享储能商业模式。 拓展新型储能投资运营模式。鼓励有实力的新能源投资企业、储能运营商、电网企业等联合投资建设集中式新型储能项目。积极引导各类有意愿的社会资本投资建设新型储能项目，建立健全社会资本建设新型储能公平保障机制。创新储能合作投资模式，鼓励投资主体采用多种合作模式实现电站共建、服务共享。探索源网荷储一体化和多能互补项目协调运营和利益共享机制。 （五）规范行业管理，健全新型储能管理体系。 规范项目审批。根据国家能源局《新型储能项目管理规范（暂行）》和《广西壮族自治区企业投资项目核准和备案管理办法》等有关文件要求，新型储能项目实施属地备案管理，项目备案内容、项目变更、建设要求等按《新型储能项目管理规范（暂行）》执行。 分级分类管理。自治区新型储能规划根据全区电力系统发展、新能源和新型储能项目建设发展情况提出集中式新型储能布局规划建议，并定期滚动调整。适时组织开展全区集中式新型储能示范项目建设，优先支持符合布局规划、电力系统亟需、前期工作充分、技术示范性强、落实租赁共享协议的项目纳入示范。纳入自治区年度建设方案的风电、光伏发电、多能互补、源网荷储一体化等项目的配建新型储能项目视同列入自治区新型储能规划。延缓和替代电网投资的电网侧新型储能项目须经过充分技术经济论证后，纳入自治区新型储能规划。集中式新型储能项目由各市根据全区布局规划统筹做好项目备案管理，优先推进布局规划范围内的项目。 强化安全管理。明确产业上下游各环节安全责任主体，加强全过程责任落实和安全管控，严格落实项目准入、设计咨询、施工调试、质量控制、并网调度、运行维护、应急消防处置等各环节安全管理要求。项目业主要严格履行安全生产主体责任，落实全员安全生产责任制，建立健全风险分级管理和隐患排查治理双重预防体系。严格设备和核心部件把关，根据相关技术要求，优选安全、可靠、环保的产品。加强新型储能项目运行状态监测，实现对新型储能项目安全运行情况的全方位监督和评估。 健全标准体系。落实国家、行业新型储能有关标准体系。加快成立自治区新型储能相关行业协会，加强新型储能全产业链、安全、多元化应用相关标准制定研究。支持龙头企业、科研院所、创新平台等有关单位主持或参与新型储能领域相关标准制定修订工作。结合广西实际，适时制定与国家标准和行业标准相匹配的地方标准。加强储能标准体系与现行能源电力系统相关标准的有效衔接。完善新型储能并网性能、辅助服务性能等相关技术要求，加快开展规模化储能集群调控、分布式储能聚合调控等相关技术标准研究。电网企业要牵头加快制定出台储能电站接入电网系统的安全设计、并网技术、运行控制等技术标准，以及测试验收、安全隐患排查、电池系统定期检验、应急管理等规范规则。健全新型储能检测和认证体系，积极培育新型储能产业检测认证机构。 做好并网运行调度管理。电网企业要根据新型储能项目布局规划，统筹开展电网规划和建设，建立和优化适应新型储能项目建设周期的接网工程项目建设管理流程，明确并网接入、调试验收流程与工作时限，公平无歧视为新型储能项目提供电网接入服务，加大纳入自治区示范以及规划布局范围内新型储能项目的并网支持。电网企业应坚持按市场化原则，积极优化储能调度运行机制，提升新型储能利用率，加快制定完善各类型储能设施调度运行规程和调用标准，明确调度关系归属、功能定位、运行方式等，对于暂未参与市场的配建储能设施，尤其是新能源配建储能设施，应做好科学调度。保障社会化资本投资的储能电站得到公平调度。 六、环境影响分析 根据《中华人民共和国环境影响评价法》对规划实施进行环境影响评价，切实减少新型储能发展对生态环境的影响。 （一）环境影响分析。 新型储能项目建设施工期间，主要有噪声、扬尘、废水、固体废物、植被破坏、水土流失等环境影响；新型储能项目运行期间，主要有电磁辐射（工频电场、磁场）、噪声、固体废物、废液、危险废物等环境影响。 （二）环境保护措施。 规划实施过程中严格执行储能电站环境影响评价制度。加强覆盖新型储能项目布局、建设、运营和退役等全生命周期的环境保护，储能企业要严格执行环境保护和污染防治规定，加强项目建设和生产运行过程中的环境监测和事故防范。坚守生态保护红线和永久基本农田，在规划选址、并网线路等方面严格落实生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和生态环境准入清单要求。依法依规科学避让自然保护地、重要湿地和红树林湿地等生态敏感区域。强化施工期声环境保护及大气、水、固体废物污染防治措施，加强储能项目建设过程中的水土保持和环境保护修复。采取措施降低储能设施运行噪音和电网电磁辐射等区域性环境影响。按规定设置疏散通道、消防灭火设施和综合消防技术措施，制定火灾、爆炸等应急预案。严格落实危险废物处置要求，对废弃电池及电子元件按相关规定处置，强化储能电池气体、电解液等意外泄露和变压器事故排油的预防、监测和紧急处理措施。 （三）环境保护预期效果。 新型储能项目通过严格执行相应环境保护和污染防治措施并达到有关标准要求后，环境风险事故出现概率较低，对生态环境的影响在可接受的范围内。通过新型储能技术应用，可提高新能源和可再生能源消纳水平，实现化石能源消费替代，为实现碳达峰碳中和目标做出重要贡献。 七、保障措施 （一）强化组织实施。 建立健全自治区发展改革委、科技厅、工业和信息化厅、自然资源厅、生态环境厅、住房城乡建设厅、应急厅、市场监管局、林业局，国家能源局南方监管局，各电网企业、储能企业等单位组成的工作协调机制。做好新型储能与国土空间、能源、电力等规划的衔接。加强沟通协调，建立健全覆盖项目投资建设、并网调度、运行考核、价格形成等方面的配套机制，统筹推进新型储能产业安全、高质量发展。各有关市、县要落实属地责任，科学有序推进项目建设，精心组织实施。各有关企业是规划实施的主体，要切实抓好项目建设、运营，确保规划顺利实施。 （二）加大政策支持。 按照自治区有关规定，将符合条件的新型储能示范项目按程序纳入自治区层面统筹推进重大项目，在符合国土空间规划的前提下保障用地等要素指标。强化财政资金支持，有效利用现有中央预算内专项等资金渠道，积极支持新型储能关键技术装备产业化及应用项目。按规定落实相关税收优惠政策。拓宽新型储能社会投资渠道，鼓励金融投资机构为新型储能工程和装备产业化项目提供绿色金融支持，鼓励提供优惠的信贷支持措施，创新金融服务。加大“新能源+储能”支持力度，对于超出规定比例落实调节能力的市场化并网新能源项目，结合储能技术水平和系统效益，在保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面给予适当倾斜。 （三）加强监督评估。 自治区发展改革委组织开展规划评估工作，密切跟踪规划实施情况，必要时按程序对规划进行滚动修编。建立健全涵盖项目实施、并网接入、市场机制建设、调度运行、安全管理等方面的闭环监管机制，保障新型储能发展全环节、全过程安全规范、公平公正、高效利用。强化新型储能项目动态监测和评估，各设区市发展改革部门要定期将备案的新型储能项目报送至自治区发展改革委并抄送国家能源局南方监管局，要会同相关部门定期清理和废止长时间未开工的项目，要着力避免和解决新型储能“建而不用”、“建而不调”等问题。用好全国新型储能大数据平台，健全常态化项目信息报送机制，并实现与自治区能源大数据平台信息共享。加强安全风险防范和监督检查，强化消防安全管理，全面提升安全水平。 《广西新型储能发展规划（2023—2030年）》政策解读 一、编制背景 新型储能是建设以新能源为主体新型电力系统的重要支撑，对于推动落实碳达峰碳中和目标具有关键作用。2021年以来，国家发展改革委、国家能源局先后印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《新型储能项目管理规范（暂行）》《“十四五”新型储能发展实施方案》等指导地方新型储能产业发展的相关文件，指出省级能源主管应组织开展本地区新型储能发展规模与布局研究，研究本地区重点任务，科学合理引导新型储能项目建设。为贯彻落实国家有关要求，引导新型储能技术和产业健康发展，支撑构建新型电力系统，推动实现碳达峰碳中和战略目标，自治区发展改革委组织开展了《广西新型储能发展规划（2023—2030年）》（以下简称《规划》）的编制工作。 二、主要内容 《规划》充分与国家有关文件，以及自治区能源、电力、可再生能源规划相衔接，共有七个章节，包括发展基础、面临形势、总体要求、规划布局建设要求、主要任务、环境影响分析、保障措施。 第一部分：发展基础。总结广西在新型储能应用、装备制造产业、配套政策等方面的发展情况。 第二部分：面临形势。分析广西新型储能发展面临的机遇与挑战。 第三部分：总体要求。提出广西新型储能发展的指导思想、基本原则和发展目标，推动全区新型储能实现商业化、规模化、产业化发展。 第四部分：规划布局要求。结合全区新能源发展形势、电网规划建设情况等，提出新型储能电站规划布局要求，以及全区集中式新型储能布局规划建议。 第五部分：主要任务。提出推动新型储能规模化发展、鼓励新型储能多元化发展、推动新型储能产业化发展、加快新型储能市场化步伐、健全新型储能管理体系等主要任务。 第六部分：环境影响分析。包括环境影响分析、环境保护措施、环境保护预期效果。 第七部分：保障措施。从强化组织实施、加强政策支持、加强监督评估方面提出保障措施。 三、组织实施 下一步，自治区发展改革委将会同有关部门抓好《规划》各项任务举措的落实落地，统筹推进新型储能产业安全、高质量发展，完善规划实施监测评估机制，密切跟踪规划实施情况，必要时按程序对规划进行滚动修编。
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