安徽合肥：持续拓展“新能源+储能”应用，电源侧配储不低于10MW！

北极星太阳能光伏网获悉，2月23日，安徽省合肥市人民政府印发《合肥市新型储能发展规划（2023-2027年）》。《规划》指出，到2027年，全市兆瓦级电化学储能电站达到100个，总装机规模达到150万千瓦；集聚新型储能产业链企业150家，营业收入达到1500亿元以上，力争新增储能营收超五百亿元企业1家、超百亿元企业3家，争创国家级新型储能产业集群；省创新平台达到25个，力争新增全国重点实验室、国家制造业创新中心2-3个。

《规划》要求，深入推进电力领域新型储能应用。持续拓展“新能源+储能”应用，电源侧配建储能原则上不低于1万千瓦。探索通过众筹共建、集群共享、租赁等方式在肥东、肥西、长丰、庐江、巢湖等光伏、风力资源富集区域布局一批装机规模3万千瓦以上的独立储能电站，鼓励我市新型储能企业参与青海、新疆、内蒙古等新能源高渗透率地区电源侧配建储能建设。在大规模新能源汇集、大容量直流馈入的关键电网节点和负荷密集接入、变电站负载较重的负荷中心区、工业园区等区域布局一批独立储能电站，装机规模原则上不低于10万千瓦。

灵活开展工商业侧新型储能建设。鼓励商业商务区、工业园区、科创园区等区域根据用能特点配置电化学储能、飞轮储能、超级电容等不同类型新型储能，持续推动“光伏+储能”“新能源+储能”应用，支持开展新型储能参与电力现货市场和辅助服务市场交易、共享储能、合同能源管理等商业模式探索。鼓励对供电可靠性、电能质量要求高的医院、大科学装置、数据中心等配置站房式或移动式新型储能，保障正常运转需求。支持大型高能耗工业用户通过“新能源+新型储能+虚拟电厂”提升绿电使用占比、促进节能降耗，大力推进绿色园区、绿色工厂、绿色供应链建设，探索建设“零碳工厂”和“零碳园区”。

在新型储能应用场景方面，《规划》表示，鼓励在庐江、长丰等分布式光伏开发密集地区配置3万千瓦以上独立储能电站，增强光伏并网友好度，提升光伏自发自用率。

合肥市人民政府办公室关于印发

合肥市新型储能发展规划（2023-2027年）的通知

合政办〔2023〕25号

各县（市）、区人民政府，市政府各部门、各直属机构:

《合肥市新型储能发展规划（2023-2027年）》已经市政府第50次常务会议同意，现印发给你们，请认真贯彻落实。

合肥市人民政府办公室

2023年12月28日

合肥市新型储能发展规划（2023-2027年）

新型储能是构建新型电力系统的关键支撑，对于实现碳达峰碳中和目标、完成能源绿色低碳转型、保障能源安全具有重要意义。根据《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）、《安徽省新型储能发展规划（2022-2025年）》（皖能源新能〔2022〕60号）等精神，为引导我市新型储能健康有序发展，特编制本发展规划。

一、发展基础

（一）发展现状。

当前，新型储能已经步入商业化初期向规模化应用转变阶段。我市在新型储能产业发展上具有一定基础，在新型储能应用、技术装备研发制造、场景应用示范构建等方面均开展了有益探索。

1.新型储能应用发展迅速。我市新型储能以电化学储能为主，2022年下半年启动建设，全年新增装机规模2.5万千瓦，2023年增长势头强劲，预计全年新增装机规模约14.9万千瓦，同比增长近5倍，装机类型齐全，涵盖电源、电网、用户三侧，在11个县（市）区、开发区均有布局。除锂离子电池储能外，超级电容储能、飞轮储能、全钒液流储能、氢（氨）储能等多种新型储能技术均已在我市开展示范应用。

2.关键技术攻关持续发力。全市共有新型储能领域国家级科研平台1个、省部级科研平台9个，在磁约束核聚变、超导储能、固态电解质等研究领域具有世界一流水平。阳光电源储能变流器、光储充一体化方案全球领先；国轩高科国内首创360瓦时每千克高比能半固态电池，“JTM+磊石”换电技术达到行业先进水平；上海电气率先推出国内全钒液流电池单电堆最高功率65千瓦产品；中国科学院合肥物质院紧凑型聚变能试验堆开工建设，开启“聚变电站”工程示范进程。

3.产业链条基本完备。截至目前，我市已聚集新型储能上下游企业近70家，规上企业30余家，亿元以上企业近10家，初步形成“原材料—电芯—储能系统—系统集成—温控消防—回收利用”的完整产业链，集聚了阳光电源、国轩高科、派能科技、上海电气、巡鹰新能源、中创新航等一批龙头企业，阳光电源储能系统、储能变流器出货量世界第一，国轩储能电芯出货量位居国内前五、全球前十，派能科技全球用户侧储能系统出货量全球第一。

（二）面临形势。

随着“双碳”进程的不断推进，新型储能发展正面临前所未有的发展机遇。

1.构建新型电力系统为新型储能建设提供有力支撑。根据国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书》，未来新能源将成为绿色电力供应主力军，装机规模和发电占比将大幅提升。随着新能源消纳压力的不断增大，源网荷储一体化、多能互补、“新能源汽车+储能”、虚拟电厂等新技术新业态加速发展，新型储能即将进入大规模应用阶段，市场前景广阔，发展潜力较大。预计到“十四五”末，我市可再生能源装机规模将达450万千瓦以上，实现五年翻番，部分县区新能源增速远超消纳能力，影响电网安全运行，需加快推进新型储能建设，提升新能源消纳能力。

2.缓解电力供需矛盾为新型储能应用带来现实需要。国内电力需求持续增长，而煤电等传统电源发展空间受限，新能源发电具有波动性、间歇性，电力供需矛盾形势依旧严峻，迫切需要发展高安全性、长短时结合的新型储能，保障电力安全可靠供应。近年来，全市能源消费尤其是用电需求保持较大幅度刚性增长，最大电力供应存在较大缺口，“新能源+储能”在一定程度上可替代煤电等常规电源并提供稳定出力，作为提升电力供应补充手段，在用电高峰期全负荷放电，显著缓解供电压力。

3.政策体系逐步完善为新型储能发展增添强大动能。近年来，国家层面密集出台新型储能支持政策，大力支持关键核心技术攻关，加速构建健全的电力交易市场和辅助服务市场，推动新型储能价格成本不断降低、经济效益逐渐提升。新型储能可通过峰谷分时电价、辅助服务费用补偿等方式实现投资回收和盈利，吸引社会资本加速涌入。安徽省委省政府高度重视新型储能发展，出台了《关于强化创新引领推动先进光伏和新型储能产业集群高质量发展的指导意见》（皖办发〔2023〕26号），明确将新型储能产业作为安徽省支柱产业之一。在“双碳”持续深化的大背景下，政策和市场“双轮驱动”将为新型储能高质量发展提供新动力。

（三）面临挑战。

新型储能项目具有建设周期短、应用场景丰富、选址简单灵活等优点，但在市场成熟度、商业模式、安全监管等方面还存在较多薄弱环节。

1.技术和商业模式尚不成熟。现有新型储能产业仍存在发展短板，成本依然较高，技术有待进一步升级，稳定、可持续的投资收益机制尚未建立。新型储能电站对于政策补贴依赖较大，电源侧、电网侧储能设施暂未建立科学合理的成本分担与疏导机制，尤其是新能源配建储能电站存在“配而不建、建而不用、以次充好”现象，造成项目建设指标、土地指标以及储能资源浪费；用户侧储能设施缺少经济效益高、可大规模推广应用的商业模式，新型储能参与电力市场交易机制有待进一步完善。

2.安全过程管理仍需加强。新型储能特别是电化学储能属于能量高度密集设施，具有易燃、易爆特征，热失控问题尚未彻底解决，随着电池能量密度和功率密度的提高，长期运行发生事故的风险隐患也将增大。当前国内尚未建立统一的储能电站安全监管标准体系，电站安全运行管理制度、消防安全标准体系不够健全，消防系统关键核心技术有待进一步加强。据统计，2022年全球范围发生储能电站火灾、爆炸事故超30起，一定程度上影响新型储能推广应用。

3.储能行业无序竞争加剧。据统计，近两年社会资本涌入储能赛道，企业数量增长迅速，2022年国内新成立储能相关企业超4万家，同比增长近5倍，跨界布局储能现象频出，多数企业不具备核心技术，产品质量参差不齐，产业无序发展、低价无序竞争现象加剧。

二、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，完整、准确、全面贯彻新发展理念，锚定碳达峰碳中和目标，践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，抢抓新型储能产业发展战略机遇期，坚持市场主导与政府引导相结合，坚持科创产业与推广应用相结合，引导新型储能科学布局，着力推动新型储能高质量、规模化发展，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）发展目标。

通过技术创新和试点示范，推动我市新型储能应用从商业化初期向多场景、规模化发展转变，技术创新能力显著提高，市场运作机制、行业标准体系更加健全，企业综合用能成本不断降低、产业链竞争力不断提升、产业规模不断壮大，力争打造具有国际影响力的新型储能产业高地。

到2025年，电化学储能电站实现规模化应用，全钒液流储能、钠离子电池储能、固态电解质电池储能、飞轮储能、压缩空气储能等多种新型储能实现商业化应用。全市兆瓦级电化学储能电站达到50个，总装机规模达到80万千瓦；集聚新型储能产业链企业100家，营业收入达到800亿元以上，产业综合竞争力大幅提升；省级创新平台达到15个，新增2个国家级创新平台。

到2027年，新型储能多重灵活调节作用更加凸显，基本满足新型电力系统构建需求，新型储能核心技术装备产业链成熟完备，在推动碳达峰碳中和领域发挥显著作用。全市兆瓦级电化学储能电站达到100个，总装机规模达到150万千瓦；集聚新型储能产业链企业150家，营业收入达到1500亿元以上，力争新增储能营收超五百亿元企业1家、超百亿元企业3家，争创国家级新型储能产业集群；省创新平台达到25个，力争新增全国重点实验室、国家制造业创新中心2-3个。

三、有序推动新型储能规模化应用

（一）深入推进电力领域新型储能应用。持续拓展“新能源+储能”应用，电源侧配建储能原则上不低于1万千瓦。探索通过众筹共建、集群共享、租赁等方式在肥东、肥西、长丰、庐江、巢湖等光伏、风力资源富集区域布局一批装机规模3万千瓦以上的独立储能电站，鼓励我市新型储能企业参与青海、新疆、内蒙古等新能源高渗透率地区电源侧配建储能建设。在大规模新能源汇集、大容量直流馈入的关键电网节点和负荷密集接入、变电站负载较重的负荷中心区、工业园区等区域布局一批独立储能电站，装机规模原则上不低于10万千瓦。在电网调节支撑能力不足的关键节点和偏远地区等供电能力不足的电网末端合理配置一定规模新型储能，持续提升电网供电保障能力。按照“统一规划、统一建设和验收标准”原则有序推进独立储能电站发展，强化项目前期论证，谋划建立全市新型储能重点项目库，合理确定全市新型储能年度建设方案，优选竞争力强、带动性好的储能电站投资主体，持续规范建设和验收标准，稳步推动新型储能规模化应用。

（二）灵活开展工商业侧新型储能建设。鼓励商业商务区、工业园区、科创园区等区域根据用能特点配置电化学储能、飞轮储能、超级电容等不同类型新型储能，持续推动“光伏+储能”“新能源+储能”应用，支持开展新型储能参与电力现货市场和辅助服务市场交易、共享储能、合同能源管理等商业模式探索。鼓励对供电可靠性、电能质量要求高的医院、大科学装置、数据中心等配置站房式或移动式新型储能，保障正常运转需求。支持大型高能耗工业用户通过“新能源+新型储能+虚拟电厂”提升绿电使用占比、促进节能降耗，大力推进绿色园区、绿色工厂、绿色供应链建设，探索建设“零碳工厂”和“零碳园区”。

专栏1 新型储能应用场景

分布式光伏+新型储能：鼓励在庐江、长丰等分布式光伏开发密集地区配置3万千瓦以上独立储能电站，增强光伏并网友好度，提升光伏自发自用率。

火力电厂+新型储能：鼓励已有火电厂配建储能，提升电厂调频能力，深度参与省级电力辅助市场，支持开展“超级电容+电化学储能+火力发电机组”试点。

关键电网节点+新型储能：根据电网容量和周边负荷情况，推荐在220KV旗山变、庙集变、陶楼变、桥头集变、绣溪变、慈山变等关键电网节点和用电负荷集中的高新区、新站高新区建设10万千瓦以上独立储能电站。

偏远农村用电治理+新型储能：优先在庐江、长丰、巢湖等电网调节支撑能力不足的关键节点和供电能力不足的偏远乡村布局集中式大容量、分布式小容量等电网侧储能，建设巢湖姥山岛“智能微电网”。

不间断电源+新型储能：鼓励24小时连续作业企业和医院、数据中心、5G基站等对用电质量要求较高的单位建设超级电容、飞轮储能、电化学储能、液流储能等备用型、功率型、高安全型储能，保障连续平稳用电需求。

零碳工厂：支持“灯塔工厂”通过配建新型储能，结合在智能制造、数字化等方面优势资源，进一步提升绿电使用水平，打造“零碳工厂”。探索在高新区合理配置新型储能，开展“零碳园区”示范建设。