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山东省下发征集2023年度新型储能入库项目（第一批）的通知
04-13
4月10日，山东省能源局下发《关于征集2023年度新型储能入库项目（第一批）的通知》。
文件指出，征集范围：（一）锂电池储能调峰项目。以锂电池为主要储能元件，项目接入电压等级为220kV及以上，接入距离应在3公里以内，功率不低于5万千瓦，连续充电时长不小于2小时，交流侧效率不低于85%。
（二）压缩空气储能调峰项目。以非补燃压缩空气作为储能手段，项目功率不低于10万千瓦，连续充电时长不小于4小时，电电效率不低于70%。
（三）液流电池储能调峰项目。以全钒、铁铬或其他形式液流电池为储能元件，项目功率不低于3万千瓦，交流侧效率不低于70%。
（四）分布式储能项目。以云储能等技术手段和聚合商等方式，聚合功率不低于5万千瓦，连续充电时长不小于2小时。
（五）煤电储热项目。以熔盐、固体蓄热、水罐等为储热（冷）手段，提高机组深度调峰能力5万千瓦及以上，连续深度调峰时间不小于4小时。
（六）制氢储氢调峰项目。以电解制氢为手段，配合发电设施参与调峰，制氢功率不低于3万千瓦。
（七）其他新型储能项目。以铝离子电池、钠离子电池、重力储能等低成本、长时间或大容量新技术为储能手段，项目功率不低于3万千瓦，连续充电时长不小于2小时。
（八）调频储能项目。以锂电池、超级电容、飞轮为手段，独立或配合发电设施参与调频、转动惯量等辅助服务，功率不低于0.9万千瓦。
要求每个设区市限报项目3个；承担在建储能示范项目的单位不得参加本次申报；入库项目承担单位应为山东省内注册的独立法人企业，近一年内没有损害消费者利益的产品质量责任事故，没有安全、环境事故；前期工作准备充分，具有可借鉴可推广的创新应用。
锂电池为主要存储单元的项目须于2024年5月30日前建成投运，其他类型的须于2024年底前建成投运，并按要求接入省级监测平台并接受统一调度。
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2022年中国风能太阳能资源年景公报
04-10
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中国绿证科普介绍
04-06
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国家能源局印发《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2023版）》
03-29
近日，国家能源局印发《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2023版）》，其中涉及电化学储能电站的要求有9条规定，重点是防止电站火灾事故：
2.12.1 发电侧和电网侧电化学储能电站（以下简称“储能电站”）站址不应贴邻或设置在生产、储存、经营易燃易爆危险品的场所，不应设置在具有粉尘、 腐蚀性气体的场所，不应设置在重要架空电力线路保护区内；当设置在发电厂、 变电站内时，电池设备室与其它电力设施的安全距离应符合《电化学储能电站设计规范》（GB 51048）等技术标准的相关规定。
2.12.2 中大型储能电站应选用技术成熟、安全性能高的电池，审慎选用梯次利用动力电池。当选用梯次利用动力电池时，应遵循全生命周期理念，进行一致性筛选并结合溯源数据进行安全评估，符合《电力储能用锂离子电池》（GB/T 36276）等技术标准中关于安全性能的要求；运行中，应实时监测电池性能参数， 及时进行一致性管控。
2.12.3 储能电站锂离子电池设备间不得设置在人员密集场所。锂离子电池设备间的布置应符合《电化学储能电站设计规范》（GB 51048）等技术标准的相 关规定。
2.12.4 储能单元直流回路、电池簇回路应配置直流开断设备，电池模块端子应具备结构性防反接功能。电池管理系统应具备过压、欠压、压差、过流等电量 保护功能和过温、温差等非电量保护功能，宜具备簇级隔离控制功能，能发出分级告警信号或跳闸指令，实现就地故障隔离。
2.12.5 磷酸铁锂电池设备间内应设置可燃气体探测装置，当 H2或 CO 浓度 大于设定的阈值时，应联动断开设备间级和簇级直流开断设备，联动启动事故通 33 风系统和报警装置。可燃气体探测装置阈值的设定应满足相关标准的要求。通风 系统应采用防爆型，启动时每分钟排风量不小于设备间容积（可按照扣除电池等 设备体积后的净空间计算），合理设置进风口、排风口位置，保证上下层不同密 度可燃气体及时排出室外，严禁产生气流短路。正常运行时，通风系统应处于自 动运行状态。
2.12.6 铅酸/铅炭、液流电池室内应设置可燃气体探测装置，联动启动通风 系统和报警装置。通风系统的设计应符合《电力系统用固定型铅酸蓄电池安全运 行使用技术规范》（NB/T 42083）、《全钒液流电池 安全要求》（GB/T 34866） 等技术标准的相关规定。
2.12.7 储能电站电气设备间应设置火灾自动报警系统。新（改、扩）建中大 型锂离子电池储能电站电池设备间内应设置固定自动灭火系统；灭火系统应满足 扑灭电池明火且不复燃的要求，系统类型、流量、压力、喷头布置方式等技术参 数应经具有相应资质的机构实施模块级电池实体火灾模拟试验验证。
2.12.8 储能电站的设备间、隔墙、隔板等管线开孔部位和电缆进出口应采用防火封堵材料封堵严密。设备间（舱）的通风口、孔洞、门、电缆沟等与室外相 通部位，应设置防止雨雪、风沙、小动物进入的设施。
2.12.9 储能电站运维单位应制定消防设施运行操作规程，定期开展维护保养，每年至少进行一次全面检测，确保消防设施处于正常工作状态。投运前，运 维单位应针对可能存在的电池热失控、火灾等紧急情况编制应急预案，与属地消 防救援机构建立协同机制，定期开展演练。运维人员应经消防培训合格后方可上岗。
原文如下：
国家能源局关于印发《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2023版）》的通知
国能发安全〔2023〕22号
各省（自治区、直辖市）能源局，有关省（自治区、直辖市）及新疆生产建设兵团发展改革委，北京市城市管理委，各派出机构，全国电力安委会企业成员单位，各有关单位：
为切实做好电力安全监管工作，有效防范电力生产事故，国家能源局组织电力行业有关单位及部分专家，根据近年来电力生产事故的经验教训，以及电力行业的发展趋势，结合已颁布的标准规范，对2014年印发的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全〔2014〕161号）进行了修订，形成了新版本的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（以下简称《二十五项反措（2023版）》），现予以印发，并提出以下工作要求。
一、各电力企业要加强领导，认真组织，确保《二十五项反措（2023版）》的有关要求在规划设计、安装调试、运行维护、更新改造等阶段落实到位，有效防范电力生产事故的发生。
二、各电力企业要结合工作实际，采取多种方式，做好《二十五项反措（2023版）》的宣传培训工作，确保各项要求入脑入心。
三、地方政府各级电力管理部门、各派出机构要加强监督管理，督促、指导电力企业落实《二十五项反措（2023版）》的有关要求。
国家能源局
2023年3月9日
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光伏用地新标准来了！三部委发文明确农、林、草使用规则
03-29
3月28日，自然资源部、国家林业和草原局办公室、国家能源局综合司印发《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》。
根据文件， 鼓励利用未利用地和存量建设用地发展光伏发电产业。在严格保护生态前提下，鼓励在沙漠、戈壁、荒漠等区域选址建设大型光伏基地；对于油田、气田以及难以复垦或修复的采煤沉陷区，推进其中的非耕地区域规划建设光伏基地。新建、扩建光伏发电项目，一律不得占用永久基本农田、基本草原、Ⅰ级保护林地和东北内蒙古重点国有林区。
文件指出，光伏发电项目用地实行分类管理，光伏方阵用地不得占用耕地，占用其他农用地的，应根据实际合理控制，节约集约用地，尽量避免对生态和农业生产造成影响。
光伏方阵用地涉及使用林地的，须采用林光互补模式，可使用年降水量400毫米以下区域的灌木林地以及其他区域覆盖度低于50%的灌木林地，不得采伐林木、割灌及破坏原有植被，不得将乔木林地、竹林地等采伐改造为灌木林地后架设光伏板
光伏方阵用地涉及占用基本草原外草原的，地方林草主管部门应科学评估本地区草原资源与生态状况，合理确定项目的适建区域、建设模式与建设要求。鼓励采用“草光互补”模式。
此外，光伏发电项目配套设施用地，按建设用地进行管理，依法依规办理建设用地审批手续。其中，涉及占用耕地的，按规定落实占补平衡。
文件指出，各地自然资源、林草主管部门要建立项目用地用林用草审查协调联动机制，对于符合国土空间规划和用途管制要求、纳入国土空间规划“一张图”的国家大型光伏基地建设范围项目，在项目立项与论证时，要对项目用地用林用草提出意见与要求，严格执行《光伏发电站工程项目用地控制指标》和光伏电站使用林地有关规定，保障项目用地用林用草合理需求。
文件强调，施行之前已按照《关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》（国土资规〔2017〕8号）规定批准立项的光伏发电项目（包括动工和未动工建设），可按批准立项时用地预审和用地有关意见执行，不得扩大项目用地面积和占用耕地林地草地面积；已经通过用地预审或地方明确用地意见、但项目未立项的,按本《通知》规定要求执行.
《通知》规定要求执行。生态保护红线内零星分布的已有光伏设施，按照相关法律法规规定进行管理，严禁扩大现有规模与范围，项目到期后由建设单位负责做好生态修复。
原文如下：
自然资源部办公厅 国家林业和草原局办公室 国家能源局综合司关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知
各省、自治区、直辖市自然资源、林业和草原、能源主管部门，新疆生产建设兵团自然资源局、林业和草原局、能源局：
为贯彻落实《国务院关于印发扎实稳住经济一揽子政策措施的通知》（国发〔2022〕12号）要求，进一步支持绿色能源发展，加快大型光伏基地建设，规范项目用地管理，现通知如下。
一、引导项目合理布局
（一）做好光伏发电产业发展规划与国土空间规划的衔接。各地要认真做好绿色能源发展规划等专项规划与国土空间规划的衔接，优化大型光伏基地和光伏发电项目空间布局。在市、县、乡镇国土空间总体规划中将其列入重点建设项目清单，合理安排光伏项目新增用地规模、布局和开发建设时序。在符合“三区三线”管控规则的前提下，相关项目经可行性论证后可统筹纳入国土空间规划“一张图”，作为审批光伏项目新增用地用林用草的规划依据。
（二）鼓励利用未利用地和存量建设用地发展光伏发电产业。在严格保护生态前提下，鼓励在沙漠、戈壁、荒漠等区域选址建设大型光伏基地；对于油田、气田以及难以复垦或修复的采煤沉陷区，推进其中的非耕地区域规划建设光伏基地。项目选址应当避让耕地、生态保护红线、历史文化保护线、特殊自然景观价值和文化标识区域、天然林地、国家沙化土地封禁保护区（光伏发电项目输出线路允许穿越国家沙化土地封禁保护区）等；涉及自然保护地的，还应当符合自然保护地相关法规和政策要求。新建、扩建光伏发电项目，一律不得占用永久基本农田、基本草原、Ⅰ级保护林地和东北内蒙古重点国有林区。
二、光伏发电项目用地实行分类管理
光伏发电项目用地包括光伏方阵用地（含光伏面板、采用直埋电缆敷设方式的集电线路等用地）和配套设施用地（含变电站及运行管理中心、集电线路、场内外道路等用地，具体依据《光伏发电站工程项目用地控制指标》的分类），根据用地性质实行分类管理。
（一）光伏方阵用地。光伏方阵用地不得占用耕地，占用其他农用地的，应根据实际合理控制，节约集约用地，尽量避免对生态和农业生产造成影响。光伏方阵用地涉及使用林地的，须采用林光互补模式，可使用年降水量400毫米以下区域的灌木林地以及其他区域覆盖度低于50%的灌木林地，不得采伐林木、割灌及破坏原有植被，不得将乔木林地、竹林地等采伐改造为灌木林地后架设光伏板；光伏支架最低点应高于灌木高度1米以上，每列光伏板南北方向应合理设置净间距，具体由各地结合实地确定，并采取有效水土保持措施，确保灌木覆盖度等生长状态不低于林光互补前水平。光伏方阵按规定使用灌木林地的，施工期间应办理临时使用林地手续，运营期间相关方签订协议，项目服务期满后应当恢复林地原状。光伏方阵用地涉及占用基本草原外草原的，地方林草主管部门应科学评估本地区草原资源与生态状况，合理确定项目的适建区域、建设模式与建设要求。鼓励采用“草光互补”模式。
光伏方阵用地不得改变地表形态，以第三次全国国土调查及后续开展的年度国土变更调查成果为底版，依法依规进行管理。实行用地备案，不需按非农建设用地审批。
（二）配套设施用地管理。光伏发电项目配套设施用地，按建设用地进行管理，依法依规办理建设用地审批手续。其中，涉及占用耕地的，按规定落实占补平衡。符合光伏用地标准，位于方阵内部和四周，直接配套光伏方阵的道路，可按农村道路用地管理，涉及占用耕地的，按规定落实进出平衡。其他道路按建设用地管理。
三、加快办理项目用地手续
（一）建立用地用林用草联审机制。各地自然资源、林草主管部门要建立项目用地用林用草审查协调联动机制，对于符合国土空间规划和用途管制要求、纳入国土空间规划“一张图”的国家大型光伏基地建设范围项目，在项目立项与论证时，要对项目用地用林用草提出意见与要求，严格执行《光伏发电站工程项目用地控制指标》和光伏电站使用林地有关规定，保障项目用地用林用草合理需求。
（二）及时办理征地或租赁等用地手续。光伏发电项目用地涉及使用建设用地的，可依照土地征收规定办理土地征收手续。光伏方阵用地允许以租赁等方式取得，用地单位与农村集体经济组织或国有土地权利主体、当地乡镇政府签订用地与补偿协议，报当地县级自然资源和林草主管部门备案。
四、加强用地监管
（一）部门协同。省级自然资源、林草、能源主管部门应会同同级有关部门，结合本地实际，制定光伏发电项目用地实施办法与管理措施，加强对光伏发电项目建设的指导与监督，促进产业高质量发展。
（二）强化用地日常监管与执法。自然资源和林草主管部门在开展年度国土变更调查时，将光伏方阵的占地范围作为单独图层作出标注，作为用地监管的基本依据。省级自然资源和林草主管部门要加强对光伏发电项目用地，特别是光伏方阵用地的日常监管，不得改变土地用途，严禁擅自建设非发电必要的配套设施。各地要将光伏发电项目用地纳入日常督察执法，及时发现和严肃查处违法违规用地行为。
五、稳妥处置历史遗留问题
本通知自发布之日起施行。施行之前已按照《关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》（国土资规〔2017〕8号）规定批准立项的光伏发电项目（包括动工和未动工建设），可按批准立项时用地预审和用地有关意见执行，不得扩大项目用地面积和占用耕地林地草地面积；已经通过用地预审或地方明确用地意见、但项目未立项的，按本《通知》规定要求执行。生态保护红线内零星分布的已有光伏设施，按照相关法律法规规定进行管理，严禁扩大现有规模与范围，项目到期后由建设单位负责做好生态修复。
《自然资源部办公厅关于过渡期内支持巩固拓展脱贫攻坚成果同乡村振兴有效衔接的通知》（自然资办发〔2022〕45号）与本《通知》不一致的，以本《通知》为准。
自然资源部办公厅
国家林业和草原局办公室 国家能源局综合司
2023年3月20日
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储能深度报告 | 储变不惊，蓄势随发，储能开启大时代
03-23
核心观点
◆储能的必要性提高、经济性改善
必要性：1.全球新能源装机占比已超20%、2027年有望超过35%，新能源占比提升将持续冲击电力系统稳定性，表前储能装机为当前平滑电力系统波动最佳方案，由此多地政策提出新建电站的强制配储要求；2.欧洲电价大幅波动，中国电力供应持续偏紧，表后储能装机可有效降低用电风险。
经济性：1.电力市场改革推进，峰谷价差、跨市场电价差、国内工商业电价差持续拉大，储能可有效改善电力时空刚性，扩大套利空间；2.电站配储后提高成本、影响收益率，但未来硅料和锂矿的价格有望回调至及较低水平、发电／储能效率将持续提升，光伏组件和电芯的成本将持续降低，盈利将改善。
◆2025年全球电化学储能新增装机规模接近80GW，对应约300GWh新增装机需求，中美欧三大市场均将持续快速增长
中国市场：1.政策：新能源历史配储比例低，政策强制配储提振储能增量预期；以电力市场改革为指引，储能盈利模式逐渐请晰——表前市场以容量租赁／容量补偿／辅助服务／现货市场套利等四种方式获利、表后市场以峰谷套利实现盈利。2.趋势：电深侧大储推动中国储能发展，2022/2023年中国电化学储能预计装机6.1GW和13.8GW、同比＋175.5％和＋119.7%，至2025年电化学储能累计装机达70GW，2021-2025 CAGR 预计＋88.9%。
美国市场：1.政策：依托 IRA 法案对储能进行补贴，储能成为独立补贴主体并享有长达10年的309％投资税收抵免比例。2.趋势：美国储能以表前大储为主，2022/2023年美国电化学储能预计装机6.0/16.6GW，同比＋71.4%/+168.0%，至2025年电化学储能累计装机超75GW，2021-2025 CAGR 预计＋88.4%。
欧洲市场：1.政策：欧盟规划2030年风光规模约1100GW，供需两端推进储能发展。RE Power EU 及减碳55等政策的颁布将远期欧洲可再生能源结构占比提升至45%。并对电池储能技术研究提供资金支持。2.趋势：当前欧洲储能以表后市场为主、户储需求大增，随着新能源装机提升未来表前市场有望接棒成为发展核心动力，2022/2023年欧洲电化学储能预计装机5.1/7.0GW，同比＋70.0%/+37.3%，至2025年电化学储能累计装机接近40GW，2021-2025 CAGR 预计＋53.796。
◆全球储能预测：2022新增装机超20GW，2025年累计规模达233GW
根据测算，全球2022年新增电化学储能装机容量约21.5GW/50GWh、同比＋113.6%/+108.9%，其中装机增量主要由中美欧三大经济体贡献，三大经济体新增装机分别为6.1/6.0/5.1GW、分别同比+175.5%/+71.4%/+70.0%，合计新增17.2GW、约占全球总装机量8成。
2023年储能装机有望迎来进一步提升。根据测算，2023年全球新增电化学储能装机预计将达到约46GW、同比＋112.1％保持高增长，中美欧新增装机分别为13.8/16.6/7.0GW、分别同比+119.7%/+168.0%/+37.3%。随着新能源装机配储需求提升，至2025年全球电化学储能累计规模有望达到233GW，年新增装机约77GW，2021-2025 CAGR +52.5%。
◆全球储能：总规模快速增长，抽蓄为主、电化学异军突起，中美欧合计增量超八成
全球储能总规模持续高增。自2019年开始，全球储能累计规模增速实现持续增长。据 CNESA 预测，截至2021年底，全球储能累计装机规模达到209.4GW、同比+9.6%，当年新增18.3GW、同比＋181.5%。
抽水蓄能仍为主流，电化学储能占比逐年上升、未来几年将贡献全球储能主要增量。根据 CNESA 统计，截至2021年底，全球抽水蓄能装机总规模达180.5GW，占总规模比例达86.2%。电化学储能累计装机从2017年3.0GW／占比1.7％增长至2021年24.5GW／占比11.7%, CAGR +69.39%。2021年新型储能新增装机10.4GW、同比＋119.6%、占总新增装机量约57%，其中电化学占比达到55%、成为全球储能新增装机的主要动力。据 BNEF 预测，至2025年全球电化学装机规模有望达到148GW，电化学储能规模占比达到四成左右。
中美欧为全球新型储能主要市场。2021年中美欧新型储能新增装机分别为2.5/3.5/2.3GW、占比分别为24%/34%/22%，合计占比在80％左右。预计未来中美欧仍然持续把持全球新型储能装机主要增量。
