对电化学储能在商业化初期相关风险问题的思考（下）

（一）世界范围内的类似事故

据专家称，引起储能电站爆炸一般来自两个方面：一是非储能系统的其他来源，因为储能电站除了储能系统，还含有很多电气设备和附属设施；另一个是储能系统的储能电池。储能电池在外界电、热激源刺激下，电池会发生热失控反应，释放出大量高温可燃的气液混合物，遇到外部空气中的氧气，在条件合适时，就会发生爆炸。

根据《国内外储能电站火灾或爆炸事故统计与分析》一文，对2011-2021年间全球储能项目主要火灾或爆炸事故不完全统计，近10年间，全球共发生32起储能电站起火爆炸事故。其中，日本1起、美国2起、比利时1起、中国3起、韩国24起，主要事故如下表：

32起储能电站起火爆炸事故中， 25起事故采用三元锂离子电池，其中韩国储能电站起火爆炸事故占24起，与韩国电池企业以三元锂电池为主流产品有关；2017年以后的储能项目占30起；21起火爆炸发生在储能电站充电中或充电后休止中。造成储能电站火灾或爆炸的原因如下：

在充电中或充电后休止中，此时电池电压较高，电池活性较大，并联电池簇间形成环流，导致电芯处于过充状态，电压升高形成内短路，易造成火灾事故；储能电站起火后，采用七氟丙烷等气体灭火装置隔绝氧气进行灭火，电池燃烧过程中会产生一氧化碳、甲烷等易燃易爆气体。这种灭火方式无法使电池降温，一旦有外部氧气进入，可能引起电池复燃甚至气体爆炸。

根据电池类型划分，三元锂电池事故最多，磷酸铁锂电池目前已知为两起均发生在中国，一起是江苏一储能项目磷酸铁锂电池集装箱起火并烧毁，另一起是北京国轩福威斯事故。

（二）APS公司储能事故分析

目前，包括本次事故在内，公开的储能电站事故造成人员伤亡的主要有两起，另外一起是美国亚利桑那州的公共服务公用事业公司（APS）发生的电池储能电池（三元锂电池）爆炸。

APS公司致力于大规模存储太阳能发电电力，并以此部署其电池储能系统。但该公司在亚利桑那州的一个电池储能系统于2019年4月19日发生火灾时爆炸，在电池储能系统发生火灾之后，消防人员到现场灭火，他们打开集装箱式储能设施的大门之后发生爆炸，8名消防队员受伤。

据媒体报道，APS公司的电池储能系统部署了27个电池机架，其中一个机架的电池由于短路发生火灾，但并没有蔓延其他电池机架。这表明电池机架的布局可以有效地彼此隔离。但是气溶胶灭火剂无法阻止爆炸性气体的积聚，因此在消防人员打开大门并让大量氧气进入集装箱式储能系统之后发生爆炸。

1.事故发生原因调查

（1）电池储能系统在运营中，某块锂离子电池出现了枝状结晶，从而引发短路，导致电池热失控并起火。

（2） 随着火势的蔓延，气溶胶灭火剂无法阻止强烈的火势。

（3）电池在机架中紧密放置意味着火势在电池之间迅速蔓延。尽管其布局可以防止火灾蔓延其他电池机架，但电池机架之间并没有安装阻止火灾蔓延的物理屏障。

（4）数十块电池燃烧的释放出大量爆炸性气体，这些气体积聚在部署集装箱式电池储能设施中无法逸出,集装箱没有安装传感器来计算和感知这些气体的积聚。

（5）由于没有安装传感器或者无法远程观察，影响APS公司应急操作人员的判断和操作，他们应对这种情况下的知识和经验也很有限。

针对事故，调查报告提出了两个主要建议：一是对电池储能系统设计进行改造，以消除爆炸性气体的积聚；二是更改运营人员处理电池故障的方式。

2.APS公司事故后采取的防范措施

（1）对集装箱式储能系统增加通风和消防措施

APS公司事故调查表明，即使在公用事业厂商APS公司、储能供应商Fluence公司和电池生产商LG公司等经验丰富的专业人员手中，电池储能系统也会面临风险。

因此，APS公司在集装箱式储能系统部署了遥感设备和通风设施，加强了箱式储能系统的通风和消防措施，防范电池发生火灾导致释放出危险气体，操作人员可以识别并将这些气体从设施中清除，降低爆炸危险，并对应急人员及当地的消防人员进行培训，对于可能涉及的相关人员也将定期进行训练。

（2）在冷却系统或电池之间安装物理屏障

APS公司对集装箱式储能系统升级改造措施还包括在冷却系统或电池之间安装物理屏障，控制火灾发生后火势蔓延，在气溶胶灭火剂不能阻止火势蔓延时提高灭火的能力。早期的应急计划并没有考虑到电池爆炸的情况，这使消防人员对于他们打开储能设施大门时可能发生的事情没有做好准备。

（3）重新构建电池储能系统的安全标准

因为这次事故，APS公司关闭了该公司其他的电池储能设施，并对这些电池储能设施及项目进行风险评估，对该公司储能设施进行通风系统改造，对于计划部署的电池储能系统也必须满足这些要求。APS公司还与相关产品及设备供应商开展合作，了解他们是否可以改造其目前的储能项目，满足其提出的安全标准，APS公司将这些安全标准作为其接下来招标文件的要求。

APS公司在自己的服务区域中上强制执行这些标准，同时希望其他厂商在部署电池储能系统采用这样的解决方案。

（三）APS公司事故与4·16事故比较

1.均为先起火后爆炸

根据北京消防官方微博通报，4月16日12时17分，北京市119指挥中心接报丰台区南四环永外大红门西马厂甲14号院内储能电站起火的警情，调派15个消防站47辆消防车235名指战员到场处置。14时15分许，在对电站南区进行处置过程中，电站北区在毫无征兆的情况下突发爆炸。

以上通报显示，北区是在南区失火后约两个小时左右突然爆炸。新能源行业专家们认为：锂离子电池不容易点燃，但是一旦变成火灾时，其火焰强度无法使用水灭火，还会出现如烟花一般的连环爆炸。

根据电科院电工所事故分析：从现场情况看，南区先发生事故，在处理南区事故时，北区在无征兆情况下发生爆燃，这种情况，有可能是南北区共用直流母线，在南区发生事故时，南区已经短路，但是由于直流保护系统未检测到，未发生动作，造成北区电池瞬间过放，电流增大，引发事故。

电科院电工所事故分析认为，锂离子电池在热失控后，一方面会对周围的电池产生强烈的热冲击，另一方面，电池热失控会生成大量烷烃类可燃气体，在外部负载短路形成的外部电冲击、电池热失控后的热冲击等作用下，如果储能系统缺乏有效的防护措施，就可能造成电池事故的扩大。若储能装置布置在室内，当可燃气体达到一定浓度时，遇明火会发生爆炸，更严重的是发生连锁性爆炸事故。

电科院电工所事故分析认为，依据现场情况，北区突然发生爆炸，根据该现象推测可能是由于南区火灾产生高温，北区储能系统的电池泄压阀打开释放电解液分解产生的可燃气体，在密闭空间形成聚集，容易形成闪爆。现场可能缺乏可燃气体探测装置或者探测装置失灵，没有有效检测出可燃气体，没有做出及时预警，导致发生爆炸。储能站火势蔓延较大，说明现场消防系统未在第一时间控制住火势，现场设置的手持式灭火装置不能发挥作用，不满足锂离子电池储能电站的消防灭火需要。

电科院电工所事故分析认为，从事故图片来看，消防指战员使用消防用水去扑灭南区储能系统火灾时，北区突然发生爆炸，由于南区、北区距离较近，消防用水在喷淋南区时可能接触到了北区的储能系统，由于储能系统是高压带电体，水喷淋可能引起带电体及其线路短路诱发火灾或扩大电气事故。因此，在储能系统火灾前期，有大量储能电池还未受到影响的情况下，采用水作为消防灭火介质，还是需要慎重考虑的。

电科院电工所事故分析认为：根据媒体描述，该项目有两个变电站，一主一分，并网端应该在低压侧380的母联那短路之后从电缆过去。而这个时间段消防救援已经来了，由于储能电池没有隔离，所以消防队员一进去（13:30左右正是储能放电的时间）就“毫无征兆”的爆炸了。由此推测，该电站的防火设计存在不足，现场的防火设计中未见有防火墙的设计，缺乏隔离吸能设施，没有在储能电池发生爆炸的情况起到有效的防护作用。

另有从事电化学储能20多年的资深专业人士，经留守事故现场的相关工作人员同意，进入事故现场检查电站安全后，还持续在大红门现场详细勘察调研了接近19个小时，他在研读了该项目的设计书、图纸和运行检验报告后认为：从事故现场来看，在发生火灾失控前整个储能系统已经由上位工控系统完全停用并全部裂解离网，太阳能分闸停用、变压器分闸停用、储能电池组分闸停用、各支路和汇流直流母线分闸停用。

他认为：消防指战员扑灭南区储能系统火灾时，先期用水控制了故障电池组的燃烧火势，达到了消防救火的目的。由于储能电池组在中午强阳光时段处于正常运行状态，储能电池组支路并联母线两端电压为DC750V,单模组PACK端电压为DC28V，汇流母线负载短路电流大于30000A。在灭火过程中大量喷洒使用消防水，在消防水接触到高压大电流直流电后，发生强烈的水电解反应。救火所用的干粉灭火剂遇水后溶解加速了水电解反应，快速生成大量的氧气-氢气高危混合气体。该氢气-氧气混合气体的大量溢出，通过连接南北两座储能装置的地下电缆沟，由南区储能舱室进入北区储能舱室，并在南、北区两个舱室和电缆沟内大量聚集。此时南区储能电池组的水电解反应仍未停止，持续进行。据现场人员回忆当时的现场，南区储能仓内的火已熄灭，进入南区储能仓清晰的听到电解水恐怖的滋滋声，并看见电池组电极板上有大量细密的气泡产生。在发生火情后两小时左右，充满氢-氧混合气体的北区、南区储能舱室发生剧烈爆炸并燃烧起火，不但完全炸坏了南、北储能舱室，同时将连接南北的电缆沟连同上部六十厘米厚的硬化覆土一并掀开，可见爆炸的威力之大。

该专业人士分析爆炸原因：可能有人在北区储能舱室旁边的高压隔间（在同一个屋内用防火板隔开，非封闭，电缆沟相通）分励35KV/6KV高压负荷开关时产生电弧火花，引爆了充满氢-氧混合气体的北区储能舱室、电缆沟、南区储能舱室。

该专业人士认为，如何防止电化学储能系统火灾的产生、发生火灾后如何处理、用何方法处理，如何防范因火灾酿成爆炸，加强储能行业的安全保障，是亟需储能从业人员及政府相关部门商讨解决的重要课题。

根据美国APS公司事故调查，储能系统中的烟雾探测器在大约16:55时发出警报信号，并排放了全淹式灭火剂。一支危险材料处置小组的消防员大约在18:28时到达现场，此时距离失火警报时间接近两个小时。

该小组消防员注意到从建筑物和附近的组件中散发出来并在沙漠中漂移的低层白云。该团队定义了一个热区（应急危险区），并多次进入该热区，以使用多通道气体浓度测量表、比色管和热像仪在储能系统周围进行360度的火情诊断评估。该小组在每次进入过程中都检测到危险的氰化氢（HCN）和一氧化碳（CO）升高。该小组持续监视储能系统，并注意到大约在19:50时白色气体/蒸汽混合物停止从容器中流出，该小组监测储能系统附近的HCN和CO浓度低于可接受的阈值，打开储能系统大门，随后发生爆燃事件。爆燃时距离16:55发出警报信号近三个小时。

表面上看，4·16事故与APS公司储能系统先起火后爆炸过程相似，4·16事故是在起火后约两个小时发生爆炸，APS事故是在起火后近三个小时左右发生爆炸。据APS事故调查结果，爆炸主要原因是电池燃烧后产生大量爆炸性气体并发生聚集，第一批急救人员打开舱门，氧气进入舱内时导致爆炸性气体爆燃。

该专业人士表示，4·16事故目前官方没有发布关于事故的调查结果报告，最终事故原因应以官方的事故调查报告为准。他希望相关从事电化学储能的专业人员能够参与到事故调查中，为调查组提供专业支持，同时能够及时总结事故教训，避免类似事故再次发生，为从事电化学储能的同行们树立信心，继续在这一领域前行。

2.发生事故电池种类不同

APS发生事故的电池为三元锂电池，4·16事故的电池为磷酸铁锂电池。

对于本文前面提到的相关专家认为本项目大概率使用了梯级利用电池，上述专业人士认为，事故电站如此大规模的储能电站，应用退役电池根本无法筛选出参数特性一致的电池单体，电芯单体参数差异超标，BMS和上位机的保护系统会频繁动作保护，造成系统停机，根本无法工作，即使是全新的A级电芯，装机淘汰率也在8%左右，他判断事故电站使用退役电池的概率微乎其微。

我国已成为全球最大的锂动力电池生产国,和韩国、日本一起主导了锂动力电池市场。其中,中国动力电池出货量达38吉瓦时(GWh),占全球出货量的60%以上,全球十大动力电池企业有七家在我国，中国在锂电池正极材料的研发与制作方面取得了重大突破，磷酸亚铁锂及三元正极材料锂电池最近五年得到了快速发展。

目前全球主要储能企业以传统电池为主，技术类型上基本以两大派系为主，即日韩三元锂电池体系和中美磷酸铁锂电池体系。APS公司储能系统使用的是三元锂电池，4·16事故储能系统使用的是磷酸铁锂电池。

锂离子电池由正极材料、负极材料、隔膜和电解液四个部分组成，根据电池正极使用材料不同分为钛酸锂、钴酸锂、锰酸锂、磷酸铁锂、镍钴锰和镍钴铝六种，镍钴锰和镍钴铝就是三元锂电池，又称三元聚合物电池。

业内人士认为，电池性能指标主要包括储能密度、循环寿命、充电速度、抗高低温和安全性五个维度，其中储能密度和安全性最为重要，钛酸锂电池和锰酸锂电池因为储能密度太低被弃用，钴酸锂因安全性太差而束之高阁，目前只有磷酸铁锂电池和三元锂电池占市场主流。

磷酸铁锂电池具有以下三方面优势，从而被国内相关企业普遍采用：一是安全性高，电池热失控温度普遍在500度以上，三元锂电池则低于300度，相比之下磷酸铁锂电池在快速充电过程中自燃风险较低；二是循环寿命更长，磷酸铁锂电池充放电循环次数大于3500次后才会开始衰减，其使用寿命可长达十年左右，三元锂电池充放电循环次数则仅为2000次，使用寿命仅为6年；

三是磷酸铁锂电池没有贵重金属，制造成本更低，三元锂电池采用钴金属，钴金属70%储量在非洲刚果金，报价已经达到20万元/吨。

中国科学院电工所储能技术组组长陈永翀教授认为，现有结构设计的锂离子电池应用于规模储能，尚存在较大的安全风险，需要创新突破。尤其是三元锂电池，即使是电池系统的外部电压在正常的范围内，经过一段时间的使用后，也很难保证电池内部材料电化学性能的均一性，局部活性区域容易出现过充或过放，造成锂枝晶短路或电解液分解，继而引发电池的热失控，发生燃烧甚至爆炸。

四、国内部分电化学储能电站项目概况

除了发生事故的北京大红门储能电站项目之外，国内还有部分已经投入运营的储能电站项目，以下将部分项目情况如下：

（一）深圳市南山区麻磡光储充电站

深圳市南山区麻磡光储充电站由深圳市鹏程电动汽车出租有限公司和永联科技合作投资建设，安装了永联科技研发生产的直流充电桩25台，光伏装机容量42.135kW，配套安装1套1MWh储能系统，每天可为300辆电动出租车及公交车提供充电服务。

麻磡光储充电站利用光伏车棚太阳能发电，利用退役动力电池在充电站建设储能系统，做到充电削峰填谷，减少白天峰期充电电量及电费，在电网故障停电时采用离网运行模式对新能源车应急充电。既能实现退役电池的梯次利用，保护环境，又能降低充电运营电费成本，解决新能源车应急充电需求。麻磡光储充电站将光伏发电、储能与充电站结合，为公共交通的节能减排，绿色低碳出行提供了新的解决方案。

图片来源于网络

（二）深圳市龙华区民塘光伏充电站

民塘光伏充电站由深圳巴士集团和永联科技合作投资建设，场站总用地面积9623平方米，安装了永联科技研发生产的直流充电桩33台，充电桩总装机功率为5580kW，每天可为220辆电动大巴提供充电服务。建设了4个太阳能光伏发电车棚，光伏总装机容量为301kW，日均发电量约900kWh，年均度发电量可达32.8万kWh，相当于每年节约标准煤消耗108吨，减少二氧化碳气体排放327吨。

民塘光伏充电站全面采用柔性充电技术，采用网式快捷充电模式，充电桩根据充电车辆的数量分配充电功率，以“用足谷电、用好平电、避开高峰”为基本原则，针对公交线路长短、首末站充电桩资源制定科学的充补电策略，实现夜间（谷期）集中充电，白天平期补电，峰期少用电的充电模式，使充电桩的谷期用电利用率达到90%左右，大幅降低用电成本。

（三 ）海南首个“光储充检修”一体化充电站

国家电投沪能出行美兰机场充电站项目是海南省首个“光储充检修”一体化充电站，将重点为上百辆乡村客运微公交电动汽车提供服务，助力解决乡村百姓出行“最后一公里”问题。

作为国家电投与海南省政府合作内容和新基建重要组成部分，国家电投携手沪能出行按照“桩随车走，全岛覆盖”的原则共同打造首批五个充电场站，项目总投资2681万元。美兰机场充电站建设内容包括8台120KW双枪直流充电桩，152.32KWP车棚屋顶光伏和250kW/500KWH储能系统。

美兰机场充电站是海南省首个“光储充检修”一体化充电站，不仅可以实现光伏能源接入、削峰填谷、谷电利用、后备供电、电网扩容、新能源汽车充电等功能，也可以提供新能源汽车检测和维修服务。

（四）湖北黄冈首座光储充一体化直流快充站

湖北黄冈光储充一体化直流快充站是在普通充电站基础上配套建设光伏电站、储能电站。光伏系统有效利用清洁太阳能发电供负荷使用，减少从电网获取的电能，从而减少电费支出。多余的电能在利用储能系统实现光伏消纳的同时，可通过削峰填谷赚取峰谷电价差，进一步减少碳排放、降低环境污染。如果遇到阴雨天光照不足或充电车辆较多的情况，还可以自动切换到公共电网供电。

光储充电站具有灵活多样的充电方式，即插即充，充电枪插到车上自动识别确认，不需操作就可以开启充电业务。刷卡操作，通过刷卡的方式可以实现开启充电业务，后台记录充电业务数据。

（五）国网高速服务区“光储充”一体化示范项目

国网电动汽车有限公司高速公路服务区“光储充”一体化示范项目位于京津塘高速公路徐官屯服务区北侧，该项目光伏设计总容量为292.1千瓦，储能电池组容量为500安时，总投资314.3万元。光伏设计首年发电量为38.5万千瓦时，储能电池组每次充放电量为205千瓦时。因服务区已建成4×60千瓦快充站，因此项目无需考虑充电站建设投资。

徐官屯服务区“光储充”试点示范项目充分利用服务区建筑屋顶铺设光伏组件，容量287.1千瓦;考虑到建筑物的分散性，采用在每栋楼设置直流汇流箱、在并网点集中逆变上网的方式。

充电桩所在的快充站部分，考虑到停车位的雨棚面积较小，且承重能力弱，布置重量较轻的薄膜组件5.0千瓦。500安时容量的储能电池组就近安装在配电变压器附近，并加装时限开关，通过监测控制系统时限充放电的自动切换，在服务区用电低谷和光伏发电高峰时充电，服务区用电高峰时放电。并网点(交流母线)在400千伏安变电器的低压侧，装设必要的并网计量装置，并网开关具备电流速断、欠压保护、失压保护等功能。

（六）江苏首个退役电池光储充一体化充电站

江苏高速路服务区光储充一体化充电站，实现了电动汽车动力电池梯次利用。在江苏南京市六合服务区(长春方向)，率先实现了电动汽车电池梯次利用。不同于以往高速公路快充站的是，该站为车辆充电的电能一部分来源于光伏发电，而光伏储能电池又来源于电动汽车退役电池，这样就构成了充电站电能自循环。

高速公路服务区拥有相对充裕的场地资源和冲击较小、远离主网的区位优势。此次，南京供电公司在长深高速六合服务区的双向分别建设4个小车充电车位(远景规划8个)，一台630千伏安箱式变压器，4台120千瓦分体式直流充电机，一机双桩，每个充电桩对应一个车位;光伏系统布置在充电车位雨棚上方，采用箱式储能设备，布置于室外。储能配置容量为50千瓦时，光伏容量为10千瓦。在充电车位雨棚上建设容量约12千瓦的光伏发电单元，配置容量为50千瓦2小时的梯次利用电池单元。

电站配置综合能量管理系统，可以根据峰谷时段及充电情况控制储能单元的能量流动，实现削峰填谷、谷电利用、新能源消纳等功能，提升系统运行的可靠性和经济性，具有很强的实用性和可复制性。

项目建设的分布式光伏、储能混合发电系统正常时与配电网联合运行一起为充电站供电，联合运行模式可设定为多种方式：光伏发电为充电站供电，余电上网，缺额由电网补充;光伏发电为充电站供电，余电不上网，缺额由电网补充;结合峰谷电价，峰时电量上网、谷时从电网取电;新能源发电接受电网调度，控制上网功率。

（七）江苏省常州市凤林路电动汽车充电站

该充电站的光伏电站及储能系统与充电站之间形成了良好的智能互动，因此，该充电站是江苏省首家“不停电”的智能充电站。

充电站位于常州武进高新区，占地约2708平方米，站内建有装机容量50千瓦的分布式光伏电站、电池容量为200千瓦时的储能系统以及8台100千瓦的直流充电机和4只5千瓦的交流充电桩。

正常情况下，光伏电站白天发电时的“绿色电能”均上送至电网，而储能系统晚上吸收低价“谷电”在白天用电高峰时释放电能，具有明显的经济效果。特殊情况下，白天若配电网停电，光伏电站所发的电可为电动汽车充电提供电能;晚上若配电网停电，储能系统也可为电动汽车提供所需电能，因此说该站是座“不停电”的智能充电站。

五、我国电化学储能电站发展进程及展望

（一）国家确立储能发展目标

2017年9月22日，国家发展改革委等五部委联合颁布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》（发改能源〔2017〕1701号）（以下简称：指导意见）确立了国家在储能领域的发展目标：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。

指导意见提出，“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。

指导意见为储能行业发展指明了方向，推动了2018年电化学储能的爆发式增长，2018年成为电化学储能元年。

（二）因政策原因电网侧储能暂停

2019年1月30日，南方电网公司发布了《关于促进电化学储能发展的指导意见（征求意见稿）》，提出：研究储能参与电力市场的机制，丰富市场交易品种，引导储能科学发展。研究电网侧储能纳入电网企业准许收入的可行模式，优化电网整体投资效益。认真研究用户峰谷电价机制下应用储能的盈利空间和商业模式，积极谋划推动公司产业布局。

同年2月18日，国家电网公司发布的《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》认为，储能技术的规模化应用将对能源转型、电网格局、电源结构产生重大影响，提出积极支持服务储能发展，支持电源侧储能发展的要求。

2019年5月24日，国家发展改革委、国家能源局颁布修订后《输配电定价成本监审办法》，2020年1月19日，国家发展改革委颁布的《省级电网输配电价定价办法》，两个办法均规定抽水蓄能电站、电储能设施不得计入输配电定价成本。受政策影响，电网侧储能建设暂停。

（三）国家出台政策规范储能发展

以修订的《输配电定价成本监审办法》叫停电网侧储能进程后的2019年6月25日，国家发展改革委办公厅等四部委联合印发《贯彻落实<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019-2020年行动计划》的通知（发改办能源〔2019〕725号）（以下简称：行动计划），提出在电源侧研究采用响应速度快、稳定性高、具备随时启动能力的储能系统，提高机组运行稳定性和故障快速恢复能力，在电厂全厂失电的情况下实现发电机组黑启动。在电网侧研究采用大容量、响应速度快的储能技术，抑制因系统扰动导致的发电机组振荡，在短时间内提供足够的有功功率动态支撑，降低系统崩溃的风险。

行动计划提出规范电网侧储能发展。围绕电网侧储能，会同地方能源主管部门，组织相关咨询机构和电力企业，明确电网侧储能规划建设原则，研究项目投资回收机制，规范引导电力系统储能健康有序发展。提出进一步建立完善峰谷电价政策，为储能行业和产业的发展创造条件，探索建立储能容量电费机制，推动储能参与电力市场交易获得合理补偿。

（四）地方政府探索“新能源+储能”配套模式

从2020年开始，新疆、山东、安徽、内蒙古、江西、湖南、河南等地纷纷将“新能源+储能”纳入平价发电项目优先支持范围，解决新能源消纳难题、促进储能发展。内蒙古能源局发布了《2020年光伏发电项目竞争配置方案》，明确优先支持光伏+储能建设；新疆发改委印发《新疆电网发电侧储能管理办法》征求意见稿提出，鼓励光伏、风电等发电企业、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。

电网侧储能在价格机制无法向终端用户疏导的情况下，转由新能源增配储能设施，由新能源建设方承担了增配储能带来的成本增加压力。专家建议，为确保增设储能系统能够得到充分利用，避免资源无效配置，政府应落实配套支持政策，如明确储能项目定位，使其参与到调峰、调频辅助服务市场中来，以获得相应回报，建立市场长效机制，实现“绿色价值”的成本疏导，从而增加对储能投资的积极性。

（五）新型储能独立市场主体地位进一步明确

储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，是国家战略性新兴产业，是能源互联网的重要组成部分和关键支撑技术，具有快速响应和双向调节、环境适应性强、建设周期短等技术优势，规模化应用将对能源转型、电网格局、电源结构产生重大影响。储能对推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、促进能源高质量发展、实现碳达峰碳中和具有重要意义。

2021年4月21日，国家发改委与能源局联合颁布《局关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》，对目前储能发展在商业化初期出现的一些问题做出了明确、积极的回应，对电源侧、电网侧及用户侧储能项目建设提出了不同的发展重点与方向，明确提出：

1.大力推进电源侧储能项目建设

结合系统实际需求，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。充分发挥大规模新型储能的作用，推动多能互补发展，规划建设跨区输送的大型清洁能源基地，提升外送通道利用率和通道可再生能源电量占比。探索利用退役火电机组的既有厂址和输变电设施建设储能或风光储设施。

2.积极推动电网侧储能合理化布局

通过关键节点布局电网侧储能，提升大规模高比例新能源及大容量直流接入后系统灵活调节能力和安全稳定水平。在电网末端及偏远地区，建设电网侧储能或风光储电站，提高电网供电能力。围绕重要负荷用户需求，建设一批移动式或固定式储能，提升应急供电保障能力或延缓输变电升级改造需求。

3.积极支持用户侧储能多元化发展

鼓励围绕分布式新能源、微电网、大数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等其他终端用户，探索储能融合发展新场景。鼓励聚合利用不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，依托大数据、人工智能、区块链等技术，结合体制机制综合创新，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。明确新型储能独立市场主体地位。研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。鼓励探索建设共享储能。

除此之外，征求意见稿提出明确新型储能独立市场主体地位。研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。鼓励探索建设共享储能。

征求意见稿还提出健全新型储能价格机制。建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。

征求意见稿对于地方政府正在实施的“新能源+储能”配套模式提出了健全项目激励机制的要求。对于配套建设新型储能的新能源发电项目，动态评估其系统价值和技术水平，可在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。

根据前瞻产业研究院《中国储能电站行业市场前瞻与投资规划分析报告》，未来几年储能电站市场规模将以10%的速度增长，至2025年，市场规模将超过2600亿元。

国家对发展储能的思路逐渐明确与清晰，处于商业模式初期的储能产业遇到诸如4·16事故等问题，是储能行业在成长过程中的遭遇，但事故仍然会对电化学储能项目投资者、经营者及准备进入这一领域的机构及人员造成震动与恐惧，导致部分项目停滞甚至拆除。

为了改进、完善、提升储能系统的消防安全，为了储能电站在处置事故过程中最大限度减少人员伤亡及财产损失，为了不让事故中的消防战士再付出生命代价，为了让从事储能行业的专业人员及亲属们安心，为了中国电化学储能真正成为世界领先的技术，作者期望政府相关部门及事故调查组能够尽快出具并向社会公开事故调查报告，最大限度公开事故原因及事实真相，总结本次事故的宝贵经验与教训，让事故成为商业化初期储能行业健康成长、继续航行的灯塔，指引电化学储能行业继续前行。

因此，我愿意相信，事故只会成为储能行业在发展中前行的动力，不会成为阻碍储能行业前行中的绊脚石，我们将会看到电化学储能“沉舟侧畔千帆过，病树前头万木春”的繁荣景象。