国网江苏发布《客户侧储能系统并网管理规定》(试行)

2023 用户侧电化学储能技术导则随着电力需求的不断增长和可再生能源的快速发展，用户侧电化学储能技术成为了解决能源存储和管理问题的重要手段。

本文将介绍2023年的用户侧电化学储能技术导则，为读者详细解读其应用和发展。

一、背景与意义随着电动汽车、光伏发电等技术的快速发展，电力系统正面临着日益严峻的挑战。

用户侧电化学储能技术的出现，不仅可以提供电力系统的储能支持，还可以积极参与市场运营，实现能源的高效利用和管理。

因此，制定用户侧电化学储能技术导则至关重要。

二、技术发展方向1. 高性能储能装置研发高性能储能装置是用户侧电化学储能技术的核心。

在2023年，我们预计高性能储能装置将朝着更高能量密度、更长寿命以及更低成本的方向发展。

新型电池技术、复合储能系统等将成为关注的热点。

2. 智能化管理与控制系统用户侧电化学储能技术需要配备智能化管理与控制系统，实现对储能装置的综合管理和优化控制。

在2023年，预计储能系统的管理平台将更加智能化，具备实时监测、预测调度和故障诊断等功能。

三、应用场景与案例1. 家庭储能系统家庭储能系统是用户侧电化学储能技术的重要应用场景之一。

它可以通过储存太阳能和电网能量，实现家庭能源的自给自足。

同时，储能装置还可以提供备用电力，保障用电的可靠性和稳定性。

2. 商业储能系统商业储能系统广泛应用于商业建筑、工业园区等场所。

通过充放电控制，商业储能系统能够平滑调整负荷需求，降低电网压力峰值，提高用电效率。

此外，商业储能系统还可以参与电力市场的能量交易，增加经济收益。

四、政策支持与市场前景为了推动用户侧电化学储能技术的发展，相关政策和法规的制定至关重要。

政府可以通过补贴资金、制定电价政策等措施促进用户侧储能市场的繁荣。

预计到2023年，用户侧电化学储能技术市场将会进一步扩大，成为电力系统的重要组成部分。

五、挑战与展望尽管用户侧电化学储能技术具有广阔的应用前景，但也面临着一些挑战。

首先，储能装置的成本仍然较高，需要进一步降低成本，提高经济效益。

深能南控-江苏用户侧储能市场及投资策略研究深能南控技术部2020.081.1 储能系统现有的储能系统主要分为五类：机械储能、电气储能、电化学储能、热储能和化学储能。

本文所述用户侧储能主要指磷酸铁锂电化学储能。

锂离子电池，简称锂电池，是用锂金属或锂合金为负极材料，使用非水电解质溶液的电池。

锂离子电池是目前讨论储能应用最主要的领域。

锂电池有多个优点，比如效率高（可达95%以上），放电时间长（可达数小时），循环次数可达5000 次或更多。

1.2 商业模式峰谷套利：用户侧储能主要商业收入来源于企业用电的峰谷电价差，在谷电期间充电、峰电价期间放电，通过电价差节省企业用电费用，节省的费用与企业分成（一般分成比例为1：9）来使双方都可以获取收益。

容量费减免：大工业用电企业需要向电网每月缴纳基本电费，一般基本电费按两种方式收取，1）根据变压器容量收取；2）根据企业实际用电最大负荷收取。

用户侧储能系统通过充放电策略减少企业最大用电负荷，可减少一定需量电费，从而带来电费节约。

需求侧响应及其他电力辅助服务市场收入：部分地区满足条件的储能电站可以参与电力辅助服务市场，可通过参与辅助服务市场获取部分收益。

二、江苏用户侧储能政策及峰谷价差条件2017年9月，国网江苏省电力公司发布了全国首个《客户侧储能系统并网管理规定》（试行）文件，明确20MW以下、35kv接入电压等级以下的用户侧储能电站的简化并网流程、技术要求。

表1.江苏储能政策综上，目前江苏对用户侧储能项目没有设备补贴或电价补贴类政策，但鼓励用户侧自主投资储能项目，电网对用户侧储能项目的申报也较为简便，同时满足条件的项目可以参与电力辅助服务市场。

2.2江苏峰谷电价差目前江苏大工业用电峰谷电价差0.7元/kwh以上工商业用电峰谷价差0.86元/kwh以上表2 江苏省电网销售电价表江苏容量电费：大工业用户需收取容量电费，分别为按变压器容量计30元/KVA每月，按最大需量计40元/Kw每月。

储能电站接入系统技术要求1 并网要求1.1储能电站接入电网的设计应满足国家标准《电化学储能系统接入电网技术规定》GB/T 36547的要求。

1.2 储能电站有功、无功功率控制应满足应用需求，动态响应速度应满足并网调度协议的要求。

1.3 电站的无功补偿装置配置应按照电力系统无功补偿就地平衡、便于调整电压和满足功能定位需求的原则配置。

1.4 并网运行模式下，不参与系统无功调节时，电化学储能电站并网点处超前或滞后功率因数应不小于0.95。

1.5 电站的接地型式应与接入电网的接地型式一致，不应抬高接入电网点原有的过电压水平和影响原有电网的接地故障保护配合设置。

2 继电保护及安全自动装置2.1 继电保护及安全自动装置配置应满足可靠性、选择性、灵敏性、速动性的要求。

2.2 继电保护及安全自动装置设计应满足电力网络结构、储能电站电气主接线的要求，并应满足电力系统和储能电站的各种运行方式要求。

2.3 继电保护和安全自动装置设计，应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285的规定。

2.4 通过110kV及以上电压等级专线方式接入系统的储能电站应配置光纤电流差动保护作为主保护。

2.5 通过10（6）kV~35kV（66kV）电压等级专线方式接入系统的储能电站宜配置光纤电流差动或方向保护作为主保护。

2.6 通过10（6）kV~110kV电压等级采用线变组方式接入系统的储能电站，应按照电压等级配置相应变压器保护。

2.7 储能电站35kV及以上电压等级的母线宜设置母线保护。

2.8 储能单元直流侧的保护可由储能变流器及电池管理系统共同完成，储能变流器及电池管理系统的保护配置应符合现行国家标准《电化学储能系统储能变流器技术规范》GB/T 34120以及现行国家标准《储能电站用锂离子电池管理系统技术规范》GB/T 34131要求。

2.9 故障记录装置的配置宜根据建设规模、故障分析需求确定，大型储能电站应配置专用故障记录装置。

独立储能电站项目审批手续储能电站项目合规要点前言前期，小编发布过一篇：电网侧储能并网服务流程及所需资料，本篇主要汇总下独立储能电站申报所需合规手续。

一、属地备案管理根据《企业投资项目核准和备案管理条例》，企业投资项目分为核准类和备案类。

独立储能电站未列入《政府核准的投资项目目录（2016年本）》，不属于核准类企业投资项目。

国家能源局发布的《新型储能项目管理规范（暂行）》亦规定，“地方能源主管部门依据投资有关法律、法规及配套制度对本地区新型储能项目实行备案管理，并将项目备案情况抄送国家能源局派出机构”。

因此，独立储能电站在建设前，业主应当在当地发改部门办理投资项目备案，取得备案回执。

同时，备案前需咨询当地发改部门项目是否需要纳入年度建设计划。

二、土地审批储能电站用地为永久用地，储能电站用地需要提交土地规划许可申请，由国土资源行政主管部门组织开展土地规划的编制和审核，最终由国土资源行政主管部门颁发土地规划许可证。

项目选址禁止使用永久基本农田，确实难以避让永久基本农田，涉及农用地转用或者土地征收的，必须经国务院批准。

储能电站开发建设如需占用一般农用地，需申请土地征用及建设审批手续，开工前起码需要取得建设用地预审意见，很多项目为加快进程，不按法律规定办理相关用地手续，采用“以租代征”的方式加速开发建设，存在被要求限期拆除和罚款的风险。

（集装箱式储能系统是否需要用地审批请咨询当地国土资源行政主管部门）三、林地审批林地受法律保护，国家对林地实行分级管理，划定为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级和Ⅳ级4个保护等级。

国家禁止擅自占用、使用以及毁坏林地，占用林地施工，需要经林业部门审核同意并办理建设用地审批手续；临时使用林地，也需要林业部门批准。

非法占用和毁坏林地的，将面临林业部门的罚款和责令恢复植被的处罚，同时项目也会被责令停止。

因此做储能项目涉及林地的，应对林地性质做好查询，并依法办理用地审批手续。

四、避开生态红线生态保护红线是指在生态空间范围内具有特殊重要生态功能、必须强制性严格保护的区域，是保障和维护国家生态安全的底线和生命线，通常包括具有重要水源涵养、生物多样性维护、水土保持、防风固沙、海岸生态稳定等功能的生态功能重要区域，以及水土流失、土地沙化、石漠化、盐渍化等生态环境敏感脆弱区域。

第一章总则第一条为确保供电公司客户侧设备的安全、稳定运行，保障供用电双方的合法权益，提高供电服务质量，特制定本制度。

第二条本制度适用于供电公司所有客户侧设备的管理工作，包括但不限于配电变压器、配电线路、用电设备等。

第二章组织与管理第三条供电公司应设立专门的客户侧设备管理部门，负责客户侧设备的日常管理、维护、检修和监督工作。

第四条客户侧设备管理部门应配备专业的技术人员，负责设备的技术监督、操作指导和安全培训。

第五条客户侧设备管理部门应建立健全客户侧设备档案，包括设备型号、参数、安装位置、运行状况、维护记录等。

第三章设备检查与维护第六条定期检查：供电公司应定期对客户侧设备进行检查，包括日常巡视、定期检修、特殊检查等。

第七条日常巡视：每日对客户侧设备进行巡视，发现异常情况及时处理，并做好记录。

第八条定期检修：根据设备运行状况和厂家建议，定期对设备进行检修，确保设备处于良好状态。

第九条特殊检查：在恶劣天气、重要活动等特殊情况下，对客户侧设备进行专项检查，确保设备安全运行。

第十条故障处理：发现设备故障时，应及时进行抢修，并尽快恢复正常供电。

第四章安全管理与监督第十一条安全责任：供电公司和客户双方应明确安全责任，共同保障设备安全运行。

第十二条安全培训：供电公司应定期对客户进行安全用电培训，提高客户的安全意识。

第十三条安全检查：供电公司应定期对客户侧设备进行安全检查，发现安全隐患及时督促客户整改。

第十四条安全监督：客户应积极配合供电公司的安全检查和监督工作，对发现的安全隐患及时报告。

第五章应急处理第十五条应急预案：供电公司应制定客户侧设备故障应急预案，确保在紧急情况下快速响应。

第十六条应急响应：发生设备故障时，供电公司应立即启动应急预案，采取措施确保设备尽快恢复正常运行。

第十七条信息报告：设备故障发生后，供电公司应及时向客户报告故障情况，并采取必要措施减少损失。

第六章附则第十八条本制度由供电公司客户侧设备管理部门负责解释。

电力公司分布式光伏发电并网管理规定（试行）附件江苏省电力公司分布式光伏发电并网管理规定(试行）第一章总则第一条为进一步支持江苏省分布式光伏发电加快发展，规范分布式光伏发电并网管理，提高并网服务水平，依据国家有关法律法规及技术标准、国家电网公司《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见（暂行）》、《关于促进分布式光伏发电并网管理工作的意见（暂行）》和《分布式光伏发电接入配电网相关技术规定（暂行）》，结合江苏电网实际，按照一口对外、优化并网流程、简化并网手续、提高服务效率的原则，制定本规定。

第二条分布式光伏发电是指位于用户附近，所发电能就地利用，以10（20）千伏及以下电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的光伏发电项目。

第三条以10（20）千伏以上电压等级接入或以10（20）千伏电压等级接入但需升压送出的光伏发电项目、单个并网点总装机容量6兆瓦以上的光伏发电项目，根据项目发电性质（公用电厂或企业自备电厂），按国家电网公司、省公司常规电源相关管理规定执行。

第四条接入公共电网的分布式光伏发电项目，接入系统工程以及接入引起的公共电网改造部分由省公司投资建设。

接入用户侧的分布式光伏发电项目，所涉及的工程由项目业主投资建设，接入引起的公共电网改造部分由供电公司投资建设。

由省公司投资建设的部分，相应项目在年度10（20）千伏及以下配网项目中安排。

工程涉及物资按现有的配网物资采购模式纳入公司统一的物资招标平台采购，优先考虑采用协议库存采购方式。

第五条分布式光伏发电项目并网点的电能质量应符合国家标准，工程设计和施工应满足《光伏发电站设计规范》和《光伏发电站施工规范》等国家标准。

第六条建于用户内部场所（即接入用户侧）的分布式光伏发电项目，发电量可以全部上网、全部自用或自发自用余电上网，由用户自行选择，用户不足电量由电网企业提供。

上、下网电量分开结算，电价执行政府相关政策。

分布式光伏电站自发自用电量部分的基金、附加，按政府相关政策执行。

工商业储能电站并网流程2023年，是国内工商业储能的元年，也是市场爆发的一年。

与电网侧、电源侧的大型储能电站相比，工商业储能更具延展性，可以与光伏分布式发电、智能电网、能源管理等新型能源消费形式融合在一起，带来更加多元的收入模式。

而在投资建设储能电站过程中，最关键的一步就是并网，只有并网成功的电站才能投入运行，产生收益。

本文，我们将以浙江省两种类型的用户侧储能系统为例，为大家带来并网流程的全方位解读。

以浙江省两种类型的用户侧储能系统为例：第一类，10(6,20)千伏及以下电压等级接入的用户侧储能系统；第二类，35千伏电压等级接入的用户侧储能系统。

除第一类、第二类以外的用户侧储能系统，执行常规电源相关管理规定。

（用户侧储能项目并网流程）根据《国网浙江省电力有限公司用户侧储能系统并网服务管理细则（暂行）》（以下简称《细则》），用户侧储能并网服务流程主要包含并网申请受理、接入系统方案答复、设计审查、合同签订、并网验收等环节业务。

1、准备资料用户侧储能客户并网所需资料，包含了并网申请资料、并网工程设计审查资料、并网验收资料等环节。

具体所需资料清单如下：（如无特殊说明，“客户申请所需资料”均指资料原件）i _____ 112398用户侧储能系统并网申请表（用户侧储能客户并网申请表）值得注意的是，10（6,20）千伏及以上接入项目还需提供并网工程设计审查资料，重点审查设计内容与接入系统方案的一致性，而公共连接点电压等级（22。

）伏的项目取消工程设计审查环节。

2、业务受理在业务受理环节，由地市/区县公司客户服务中心或供电所负责受理并网申请。

时限要求：受理申请当日录入营销业务系统，当日将并网申请资料转至客户经理。

3、现场勘察现场勘察环节，由地市/区县公司客户服务中心或供电所组织现场勘察。

时限要求：受理申请2个工作日内。

具体如下：对于第一类公共连接点380(220)伏，公共连接点10(20)千伏及以上且并网电压380(220)伏用户侧储能项目，由地市/区县公司客户服务中心或供电所客户经理负责组织现场勘查。

电网侧储能并网服务流程及所需资料相关模板As a company looking to provide energy storage integration services to the grid, there are several important steps and requirements that need to be followed in order to successfully connect the storage system to the grid. One of the first steps in this process is to obtain approval from the relevant regulatory authorities. This involves submitting detailed plans and reports outlining the technical specifications of the storage system and how it will be integrated into the existing grid infrastructure.作为一家希望为电网提供能源存储一体化服务的公司，需要遵循几个重要的步骤和要求，以成功连接存储系统到电网。

在这个过程中的第一步是从相关监管机构获得批准。

这涉及到提交详细的计划和报告，概述存储系统的技术规格以及它将如何整合到现有的电网基础设施中。

In addition to obtaining regulatory approvals, it is also important to ensure that the energy storage system meets all technical requirements set forth by the grid operator. This may involve conducting extensive testing and certification processes to ensure that the system is reliable and safe for integration into the grid. It isessential to provide all necessary technical documentation and data to demonstrate compliance with grid standards and regulations.除了获得监管批准外，还要确保能量储存系统符合电网运营商制定的所有技术要求。