江苏推进新型储能产业发展提案：支持以储能为核心的虚拟电厂、智能微电网的建设

北极星储能网获悉，1月21日，江苏省政协发布关于推进江苏新型储能产业发展的提案。

文件明确当前存在问题并提出具体建议：

1.全产业链条的集中优势不明显。新型储能产业链资源分散，其上游为各类原材料，中游为各类新型储能方式及储能系统，下游为电站、电网、加氢站等各类应用场景，省内全产业链的产业资源尚未整合，没有形成产业集群优势。

2.未建立完善的产业扶持政策体系。一是新型储能相关政策零散体现在以动力电池为主的新能源汽车实施办法、可再生和新能源扶持办法、节能低碳实施意见等不同部门和条线的举措中，缺少聚焦新型储能,尤其是固定式电力储能全产业链发展的专项扶持政策。二是大型固定式电力储能项目缺少统一的政策补贴标准。电源侧和电网侧等大型储能项目缺乏盈利模式，需要较大力度的专项补贴提高企业积极性，省内尚未形成完善的补贴机制。三是国家层面印发了新型储能项目管理规范相关文件，对项目备案提出了框架性要求，但尚未出台用户侧储能的系统接入审批、验收规范等实施细则，行业主管部门审批无据可依，致使用户侧储能项目支持政策各地差异较大。

3.盈利模式不明确制约项目投资积极性。国外储能电站的大部分收益来自电力市场交易，目前江苏独立储能电站发展较慢，新型储能电价机制、盈利模式等还不明确，储能电站、整合商也无法作为独立主体直接参与电力市场交易和获取补贴，收益方式相对单一，影响了项目投资的积极性。

4.技术路线和应用场景有待丰富。一是新型储能技术路线多元化发展，但除锂离子电池、液流电池、铅酸（炭）电池、压缩空气储能、飞轮储能相对应用成熟外，其他技术路线仍处于示范验证阶段。二是新型储能下游应用端体量小、数量少，匹配不均衡，造成供需体系不健全。三是新型储能存在质子交换膜、膜电极、碳纸以及储能材料等关键材料的“卡脖子”问题。四是新型电力系统的构建需要高安全、长时、环保、功率和能量模块可调可回收可恢复、规模化的固定式电力储能，这方面缺乏技术性规范，导致一些缺乏本征安全、寿命短、不环保、维护成本高、回收处理难度大、环境适应性差、储能时间短的动力端电池进入规模型电力储能市场，技术性作用不大的同时还造成极大的安全隐患。

文件提出具体建议：制定分级专项补贴标准。一是围绕新型储能产业链上下游分级补贴，鼓励高安全、长时、环保型储能项目在大数据中心、5G基站、充电设施、化工园区等高耗能领域布局；鼓励增量园区多能互补、支持以储能为核心的虚拟电厂、智能微电网的建设，规划园区低碳或零碳、数字智能化建设，对于光储充放，按照“光伏+储能”的实际容量给予建设补贴。二是鼓励和扶持电网储能，作为第三方主体辅助服务削峰操作，按照调节功率、削峰调峰出清价格、充放电价格等进行补偿。三是对于具备一定产业优势的储能产业中游企业，按企业主营产品年度销售收入分级补贴。四是鼓励风电光伏等新能源发电侧储能项目建设，出台奖补政策，促进电能质量改善，保障电网安全、稳定。

0031 关于推进江苏新型储能产业发展的提案

调研情况：

双碳政策背景下，深度脱碳是未来经济和技术发展的必然趋势，占全球三分之一碳排放量的电力行业将是全球减碳行动的主战场。电力行业需要解决将发电量提升至现有数量三倍才能够满足未来用电需求，完成发电技术从化石燃料向可再生能源转变，且必须将社会和经济成本控制在可接受范围内的难题。随着新能源的崛起，未来新能源的装机规模占比将越来越高，以光伏风电为主的可再生能源具有随机、波动、不可预测、不稳定的特性，对电网可靠性和稳定性的冲击也越来越大，因此新型储能势必成为未来新能源发展的关键技术环节，其中，长时储能装置（6小时以上持续放电时间）的社会需求将持续增长。

新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术，包括锂离子电池、液流电池、压缩空气、飞轮储能、储热蓄冷、氢储能等。新型储能具有响应速度快、建设周期短、调节性能高、选址布局灵活等优势；同时，新型储能技术路线多样，装备产业链长，附加值高，是一种催生新产业格局的未来业态。随着国家强制配储政策出台，已有近30个省市推出了强制配储政策或“十四五”期间储能发展目标，新型储能需求空间广阔，成为能源发展“新风口”。业内专家预测，2025年，我国新型储能产业规模或将突破万亿元，2030年预计接近3万亿，高安全、环保、长时储能产品的国际市场规模将超过1万亿美元。江苏应积极抢抓新型储能产业发展的战略机遇期。

问题分析：

1.全产业链条的集中优势不明显。新型储能产业链资源分散，其上游为各类原材料，中游为各类新型储能方式及储能系统，下游为电站、电网、加氢站等各类应用场景，省内全产业链的产业资源尚未整合，没有形成产业集群优势。

2.未建立完善的产业扶持政策体系。一是新型储能相关政策零散体现在以动力电池为主的新能源汽车实施办法、可再生和新能源扶持办法、节能低碳实施意见等不同部门和条线的举措中，缺少聚焦新型储能,尤其是固定式电力储能全产业链发展的专项扶持政策。二是大型固定式电力储能项目缺少统一的政策补贴标准。电源侧和电网侧等大型储能项目缺乏盈利模式，需要较大力度的专项补贴提高企业积极性，省内尚未形成完善的补贴机制。三是国家层面印发了新型储能项目管理规范相关文件，对项目备案提出了框架性要求，但尚未出台用户侧储能的系统接入审批、验收规范等实施细则，行业主管部门审批无据可依，致使用户侧储能项目支持政策各地差异较大。

3.盈利模式不明确制约项目投资积极性。国外储能电站的大部分收益来自电力市场交易，目前江苏独立储能电站发展较慢，新型储能电价机制、盈利模式等还不明确，储能电站、整合商也无法作为独立主体直接参与电力市场交易和获取补贴，收益方式相对单一，影响了项目投资的积极性。

4.技术路线和应用场景有待丰富。一是新型储能技术路线多元化发展，但除锂离子电池、液流电池、铅酸（炭）电池、压缩空气储能、飞轮储能相对应用成熟外，其他技术路线仍处于示范验证阶段。二是新型储能下游应用端体量小、数量少，匹配不均衡，造成供需体系不健全。三是新型储能存在质子交换膜、膜电极、碳纸以及储能材料等关键材料的“卡脖子”问题。四是新型电力系统的构建需要高安全、长时、环保、功率和能量模块可调可回收可恢复、规模化的固定式电力储能，这方面缺乏技术性规范，导致一些缺乏本征安全、寿命短、不环保、维护成本高、回收处理难度大、环境适应性差、储能时间短的动力端电池进入规模型电力储能市场，技术性作用不大的同时还造成极大的安全隐患。

具体建议：

1.整合新型储能产业资源。新型储能正处于商业化、规模化发展过程中，行业发展正从政策驱动为主逐步转变到市场驱动为主,要从提升技术水平、健全市场机制、完善安全防控、降低应用成本等方面着手，整合产业资源，聚焦集群优势，推进高质量发展。

2.制定分级专项补贴标准。一是围绕新型储能产业链上下游分级补贴，鼓励高安全、长时、环保型储能项目在大数据中心、5G基站、充电设施、化工园区等高耗能领域布局；鼓励增量园区多能互补、支持以储能为核心的虚拟电厂、智能微电网的建设，规划园区低碳或零碳、数字智能化建设，对于光储充放，按照“光伏+储能”的实际容量给予建设补贴。二是鼓励和扶持电网储能，作为第三方主体辅助服务削峰操作，按照调节功率、削峰调峰出清价格、充放电价格等进行补偿。三是对于具备一定产业优势的储能产业中游企业，按企业主营产品年度销售收入分级补贴。四是鼓励风电光伏等新能源发电侧储能项目建设，出台奖补政策，促进电能质量改善，保障电网安全、稳定。

3.完善管理流程，创新收益方式。一是明确储能项目备案并网流程以及储能项目管理流程，突破当前新型储能电价机制、盈利模式等尚不明确的政策掣肘，创新多种收益方式，提高项目方投资积极性，形成健康可持续的盈利模式。二是给予独立储能电站以及能源整合商相应的市场主体地位，使其能够参与电力市场交易，参考其他省市出台电力调频辅助服务市场运营规则等做法，明确独立储能电站及相关整合商的交易组织方式，在计量与结算时，充分考虑独立储能电站容量补偿费用、调用时补偿费用、现货市场补偿费用等，并兼顾性能考核。

4.瞄准未来新能源发展趋势，积极支持长时、高安全、环保、可回收、可恢复型新型储能技术的发展，将固定式电力储能和动力储能进行技术性界定。一是针对行业发展的难点痛点集中力量联合组织攻关，加快突破安全可靠、系统效率高、运维方便的智能化技术。二是大力发展安全、稳定性较高的钒电池产业。国家能源局印发的《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2022年版）（征求意见稿）》中明确提出，中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池。我国是钒资源大国，不会受到进口“卡脖子”限制，钒电池储能具有长寿命、储能时间长、可回收、可恢复、可规模化利用等优势，布置的高度灵活性可代替抽水储能；同时这种新型储能方式可以推动碳基材料、导电塑料、质子交换膜等高分子材料技术和产业链的发展。钒电池产业将会是未来我国继光伏、动力电池之后又一世界级优势产业。三是提升氢能领域核心竞争力。围绕氢能产业链，在储存、运输、终端应用上加强科研投入和产业培育，提高整体竞争力。