生态环保合规 | 绿色能源项目合规指引系列之十一 ：“储能狂飙”中项目合规管理规范述评

作者：傅前明

导读：在“双碳目标”的加持下，光伏、风电等已从单纯的能源替换项目突进，演化为具有根本性和全局性的战略纵深突破，是故宜称“绿色能源项目”予以明示。

而从生态环保法律服务的角度看，绿色能源项目合规既是相对成熟的市场化法律服务产品，也是律师行业贴近新时期高质量发展主线生发业务创新的沃土。兹以项目类别作为纬线，以项目建设流程作为经线，纵横交错、条块结合地析出重要节点，佐以项目自建与投资并购合规管理实务要领，提出具有较强针对性的绿色能源项目合规管理系列指引，供绿色能源企业、投资机构和法律服务界同仁参考。冀在具体项目中形成合规共识，落实合规措施，防范合规风险，并以个体项目的高质量持续积累，裨益于我国绿色能源发展的大局和“碳达峰碳中和”的宏伟目标。

基于“双碳目标”所确定的绿色能源大规模消纳，以及新型电力系统“安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合”内在特质要求，新型储能在我国绿色能源高质量发展的格局中，具有无可置疑的重要作用与不可或缺的基础地位。尽管目前新型储能产业发展面临若干根本性的障碍，但各路资本已经浩浩荡荡地拥簇入局，且在极短的时间内快速地撑起了新型储能规模化与商业化的新天地。而在此激荡壮阔的背景之下，政府监管规范呈现出巨大的“淹没性”特征。

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一、新型储能大跃进

1.项目集中爆发。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）的数据，我国在2021新增投运新型储能项目装机6.9GW、占全球新增的22%；在2022年新增投运装机12.7GW、项目数量同比增长180%。仅2022年规划的新增项目规模就高达101.8GW，其中大部分项目都将在2023或2024年建成并网，远超国家发改委“2025年实现30GW装机”的目标；而整个“十四五”时期，新型储能的年复合增长率将保持在55%-70%，市场规模将逐年稳创新高[1]。

2.地方政府入局。据CNESA统计，截至目前，全国已有26个省市规划了“十四五”时期新型储能的装机目标，总规模接近67 GW。其中，陕西、山东、浙江等十省市先后布局了216个新型储能示范项目，总规模达22.2 GW[2]。

3.商业赛道拥堵。据公开数据，仅2022年至今新成立的市场主体包括43家专业储能技术公司和54家储能电池企业；而2022年储能企业申请IPO的情况是：深交所51家、上交所31家、港交所9家、北交所20家；另外大量的上市公司在主业之外纷纷跨界进入储能，主要集中在锂离子电池、钠离子电池和液流电池领域[3]。 

4.需求真伪待定。从根本上讲，新型储能也是吃政策饭的行业。与光伏、风电行业的历史经验相吻合的是：新型储能发展的底层逻辑也遵循由初始的“从无到有”阶段、渐次递进至“从有到优”的阶段；但与光伏、风电行业以国家补贴为显性标志的发展轨迹相异，新型储能从头开始就未获得在国家层面上的“补贴”待遇，反而在既有政策中都使用了扑朔迷离的“补偿”之说。如果不能解决项目建设成本转移与商业利润实现的可靠路径，则新型储能项目难以真正立足；所以储能市场是否真正成熟，衡量的基本标准是后续补偿机制能否顺利接入并使储能项目具备造血功能。

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二、管理规范少散弱

从现实层面上看，新型储能项目在2022年的急速膨胀已远远超出了监管层的预见；而政府工具箱中可用的补贴、规模等调控措施存在客观上的限制，更令主管部门谨慎隐曲。从规章和政策的层面上看，既有的管理规范尚不足以全面支持项目合规落地，而将来的管理规范又须随电力市场改革进程而律动，所以一方面市场呈现出一定的“无序”特征，另一方面监管规范呈现“无为无力”的状态。

（一）述评的参照标杆

1.监管与市场的基本关系。没有经历过强监管的行业，一定是没有达到市场成熟的行业。新型储能天然具有辅助性，行业整体建立在政府扶持与企业成本项之上，一方面，如果缺乏充足的政府补贴或顺畅的成本转嫁（如市场补偿），则将失去生存基础；而另一方面，如果缺位中正的行政监管，也就意味着失去了被需求的根本。监管与市场的良性互动，正是新型储能高质量发展的沃土，因此考察监管规范的脉络与内涵，就可以准确地分析出市场的成熟度与升级趋势，从而为新型储能项目合规建设提供更加全面的支持。

2.光伏发电项目演进的历史。从2007年我国将太阳能发电列为重点发展领域后，政府以多种形式予以强力激励，导致市场急速扩张，甚至出现诸多乱象，2013年国务院《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》出台，2018年光伏发电补贴开始退坡，2021年补贴退坡完成，标志着光伏发电入平价时代。光伏发电项目完成从补贴保护到平价交易的市场化转型，与2013年8月29日《光伏电站项目管理暂行办法》至2022年11月30日《光伏电站开发建设管理办法》，十年期间内合规监管措施的动态调整，密不可分。

3.风力发电项目演进的历史。从2003年我国风电项目合规初始起点至风电项目平价上网的20年内，合规管理要点经历了特许经营权与发改委核准、电价补贴和计划考核、项目年度开发计划、风电年度开发方案、投资监测预警、平价项目推广、竞争方式配置、省级政府年度消纳责任权重、补充性市场化并网、从核准制转向备案制等，而各个阶段的合规管理规范，提供了清晰的见证。

4.绿色能源发展的共性。绿色能源的发展历程通常可以分为两个半场：上半场的增长引擎是政策与规划；下半场的增长引擎则是监管的常态化。因此，合规监管的持续升级与常态化，是推动新型储能行业回归专业服务本质的强大外在助力。

（二）分析既有管理规范

1.《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》。本指导意见于2017年9月22日由国家发改委等五部委发布，是第一份真正意义上的储能产业宏观管理规范。其除了大跨度地规划新型储能在“十三五”“十四五”期间的发展定位外，还确立了2个根本性的合规管理要点：（1）独立储能项目投资的属地备案管管理；（2）储能参与电力市场交易获得合理补偿的政策方向。

2.《关于加快推动新型储能发展的指导意见》。本指导意见由国家发展改革委、国家能源局于2021年7月15日发布，第一次提出“新型储能”的概念，开创了与抽水蓄能平行分类管理的先河。其除了倡导性地提出对电源侧储能项目、电网侧储能、用户侧储能的不同政策导向，还提出的新的合规管理要点，包括：（1）新型储能独立市场主体地位；（2）电网侧独立储能电站的容量电价机制。

3.《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》。本通知是电源侧储能项目合规管理的基础规范，但其所指称的储能项目既包括新型储能，也包括抽水蓄能。国家发改委、国家能源局于2021年7月29日发布通知的目的，是保障可再生能源的充分消纳，而手段则是将调峰和储能能力与风电、光伏等市场化并网规模相关联。

本通知并就此提出了具体的合规管理要点：（1）建立比例挂钩的管理模式，自建或合建调峰资源与市场性并网规模按照特定的挂钩比例（初期配建按照功率15%的挂钩比例、时长4小时以上）相关联。（2）配建比例2022年后根据情况适时调整，每年公布一次。（3）自建合建调峰和储能能力按照“企业承诺、政府备案、过程核查、假一罚二”的原则进行确定。（4）明确规定了对应的处罚措施，即未按承诺履行建设责任的企业，在计算调峰能力时按照未完成容量的2倍予以扣除；如果未按期完成整改，企业不得参与下年度可再生能源市场化并网。（5）购买调峰和储能资源，其挂钩比例要求与能力确立的规则与建设类相同。（6）建立起调峰和储能交易机制，对于虚假承诺调峰能力的企业取消下年度自行承担可再生能源消纳责任资格。

4.《新型储能项目管理规范（暂行）》。是国家能源局于2021年9月24日发布的第一部系统性规范新型储能项目管理的行政规章。（1）提出新型储能项目管理的三项原则，即安全第一、规范管理、积极稳妥。（2）列明了六大管理环节，即规划布局、备案要求、项目建设、并网接入、调度运行、监测监督。（3）尝试以规划引导新型储能项目建设，以全国规划和地方规范的衔接机制间接控制项目建设规模与形态。（4）重申新型储能项目投资实行属地备案管理，并具体明确备案的必要内容包括：项目单位基本情况，项目名称、建设地点、建设规模、建设内容（含技术路线、应用场景、主要功能、技术标准、环保安全等）、项目总投资额，项目符合产业政策声明等。（5）提出了建设管理的具体要求，包括符合建设标准、作业资质、设备检测认证以及项目安全、消防、环保等管理程序等。（6）对项目单位和电网企业并网运行环节的权利、义务与责任等做出了较为翔实的安排。（7）特别针对动力电池梯次利用储能项目，提出了安全管理要求。

5.《电力辅助服务管理办法》《电力并网运行管理规定》。2021年12月21日施行的《电力辅助服务管理办法》明确将新型储能纳入并网主体管理。鼓励新型储能、可调节负荷等并网主体参与有偿电力辅助服务，并与并网主体义务提供的基本电力辅助服务相区分，从而为新型储能项目的市场化动作奠定了基础。此外，还特别强调了新型储能在调频[4]、黑启动[5]中的独特作用。

同日生效的《电力并网运行管理规定》，承接了此前规范性文件的成果，将新型储能纳入了省级及以上电力调度机构直接调度的并网主体范围之中。并规定了（1）电网企业对新型储能进行技术指导和管理的范围包括：继电保护、调度通信设备、调度自动化设备、调频、调压等；（2）技术指导和管理的内容。包括：储能装置应向电力调度机构提供充放电时间、充放电速率、可调容量范围、最大可调节能力等涉网参数；继电保护、调频、调压等性能参数是否达到国家和行业有关标准要求，技术规范是否满足接入电网安全稳定运行的要求；调度通信设备和参数是否满足调度通信要求，调度电话通道中断情况；调度自动化设备的功能、性能参数和运行是否达到国家和行业有关标准、规定的要求；由于电池寿命衰减、意外事故等造成的技术性能参数变化，应及时上报电力调度机构。

6. 《“十四五”新型储能发展实施方案》。国家发展改革委、国家能源局于2022年1月29印发的该实施方案，指出新型储能产业发展目标是：到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。并且就新型储能项目促进提出了粗线条的政策方案：（1）加大力度发展电源侧新型储能；（2）因地制宜发展电网侧新型储能；（3）灵活多样发展用户侧新型储能；（4）完善适合新型储能的辅助服务市场机制。

为贯彻落实《“十四五”新型储能发展实施方案》，国家能源局于2022年3月29日印发《2022年能源工作指导意见》，对新型储能着墨甚少。

7.《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》。该通知由国家能源局综合司于2022年4月26日颁布，本意是针对2021年4月16日北京集美大红门25MWh直流光储充一体化电站项目起火爆炸事件的总结与回溯，但在现实市场中电化学储能项目占据了相当高的比例，因而也具有普遍性的意义。

该通知从思想认识和主体责任开始，对电化学储能电站规划设计安全、设备选型、施工验收、并网验收、运行维护、应急消防处置等方面提出了18项具体的安全合规管理要求，具有很强的实践性。

8.《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》。尽管只是由国家发改委办公厅、国家能源局综合司于2022年5月24日发布的一份通知，但却是全面阐释新型储能优势并将之明确纳入新型电力系统中的首次官方表态：“新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的重要组成部分”；鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式。规定辅助服务费用按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。

本通知同时为独立储能参与电力市场设立了准入规则：（1）具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场；（2）以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目；（3）涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。

9.《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案》。升级由国务院办公厅2022年5月30日转发的本方案，实际上是针对绿色新能源项目实践中重点、难点、堵点而作，在方案提到的支持新能源高质量发展21条措施中，涉及新型储能的是“研究储能成本回收机制”。

（三）合理预期将来的管理规范

1.以基础标准体系为底层规范。2023年2月22日国家标准化管理委员会、国家能源局发布《新型储能标准体系建设指南》，按照新型储能电站建设逻辑和新型电力系统建设的要求，安排编制涵盖基础通用、规划设计、设备试验、施工验收、并网运行、检修监测、运行维护、安全应急等八个方面共计205项新型储能标准的体系框架，为多种类的新型储能项目落地提供了规范指引，也为政府监管部门的执法行为提供了比对参照。

2.针对新兴项目的特别规范。锂离子电池储能目前占绝对比例，但压缩空气储能、液流电池储能、铅酸电池储能以及飞轮、重力等多种储能技术已逐步进入市场[6]，而其中液流电池项目扩张势头强劲。预计监管部门将考量宏观规划与微观市场之间的张力而得出价值导向，并以灵活的形式（如通知、指引等）提出合规管理要求，达到间接引导市场的目的。此外随着某些具体事故的发生，监管部门为了立规矩、正视听、息恐慌，也会出台针对特定技术类别储能项目安全问题的专门性监管规范。

3.依托电网企业的授权性管理规范。新型储能项目，无论是配属储能还是独立储能，其发挥作用的前提是接入电网并被纳入电力市场，而实体的电网与无形的市场均落在电网企业身上。《新型储能项目管理规范（暂行）》一方面为电网企业施加法律义务，包括统筹开展配套电网规划和建设、公平无歧视地提供电网接入服务、明确并网调试和验收流程、优先保障新型储能利用率等，但却未赋予电网企业对应的审查与管理的权限，造成现实中电网企业积极性受挫的局面。因此，监管部门以印许的方式吸纳电网企业对电网接入与电力市场准入等方面的管理规范，实在情理之中。如国家发改革委、国家能源局2021年11月正式批复《省间电力现货交易规则（试行）》[7]、2022年1月27日批复同意《中国南方区域电力市场工作方案》[8]。

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三、骊黄牝牡之外：项目成本疏导路径

新型储能项目的建设遵循商业运行逻辑，但是目前却在成本转移和利润获取上路径阻塞，所以在储能领域大力投资的企业会不约而同地遭遇一定的财务困境。专业调查研究报告指出，绿色能源配储利用系数仅为6.1%，远低于电网侧配储的14.8%、火电厂配储的15.3%、用户储能的28.3%。除此以外还存在着分散方式难发挥有效作用、配置的合理性及规模缺乏科学论证等问题[9]，独立储能项目也面临同样的处境。

由于项目预期收益率低，储能项目并非金融机构青睐的融资对象，多数的储能投资企业是以战略投资的方式“负重前行”。那么，新型储能项目应该如何实现投资成本的转化？

1.微观层面，电网企业潜力殆尽。从整体上讲，储能对于电网企业呈现为利好，电网企业适当分担储能项目的成本也具有合现性。但是，此前为大规模消纳风电、光伏等绿色能源，电网企业承受接入线路、电网改造等刚性成本和系统优化、调度更新等柔性代价；而抽水蓄能作为电网侧储能的优先选项，也主要由电网企业投资建设；对于电网企业自建电网侧新型储能，现有政策允许实行容量电价而不能参与电力市场，电网企业其实也承受巨大的成本压力。如果继续要求电网企业在此三重逼迫之下，沿用此前核定抽水蓄能电站租赁费分担模式（核定的抽水蓄能电站租赁费由电网企业消化50%、发电企业和用户各承担25%）来疏导市场化建设独立储能项目的成本，显然是无有可能的。

2.中观层面，电力市场补偿有限。事实上，国家主管部门对于储能行业成本疏导不畅的问题看得非常清楚，不过其所提出的解决方案是“综合考虑各类储能技术应用特点、在新型电力系统中的功能作用和提供的服务是否具有公共品属性等因素，研究提出与各类储能技术相适应，且能够体现其价值和经济学属性的成本疏导机制，为促进储能行业发展创造良好的政策环境，从而引导提升社会主动投资意愿”[10]，言语之义却不甚明了。事实上，主管部门所谓的“市场补偿”在一定程度陷入言语循环的死结。

独立储能项目可能的市场收益包括容量租赁费、容量补偿费、调峰辅助服务补偿费、现货市场价差等。但是（1）容量租赁尚处于发展初期、少有商业实现场景；（2）容量补偿的规则并未正式出台[11]；（3）至于调峰等电力辅助服务，新型储能可参与的空间极其有限，以调频为例，山西省AGC调频的总补偿费用大致只有4亿元[12]，而且参与调频的主体仍是火电机组，新型储能难以得到实际收益；（4）至于现货市场价差，一方面其所依赖的电力市场成熟度并不具备；而另一方面独立储能的售电并未纳入绿色电力交易与绿证交易的范畴，在市场中无明显优势。

3.宏观层面，对于电价的权衡。储能在新型电力系统中所发挥的多重应用价值，是有目共睹的。除去用户侧储能、强制配储以及多能互补储能之外的其他储能项目，其实具有公共产品属性，理所应当得到公共财政支持。但是，国家层面的财政补贴已然不存，则储能项目成本与适当的利润只能向下传导，最直接的结果是由终端用户“埋单”。

然而出于国家宏观经济社会发展大局，加上电价是极端敏感的市场信号，国家发改委、国家能源局坚守电价不涨的原则立场，将储能项目成本堵回到“电力市场服务补偿”，但如上所述，恰恰我国目前的电力市场远非纯粹意义上市场，储能价值的实现非常困难。

而结合我国2030年碳达峰目标所留给新型电力系统的狭窄时间窗口，国家主管部门权衡利弊后选择允许储能项目成本传递至终端用户，应该是大概率的事件。当彼之时，监管部门将会出台适格储能项目界定以及成本传导的合规管理规范，而这些规范无疑会成为新型储能项目业主合规管理工作的重中之重。

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[1] 界面新闻：《国内新型储能装机首破10 GW，锂离子电池占主导》，https://www.jiemian.com/article/8762378.htm

[2] 中国证券网：《中关村储能产业技术联盟：中国已投运电力储能项目累计装机达59.4GW 同比增长37%》，https://news.cnstock.com/news,bwkx-202301-5006847.htm

[3] 腾讯新闻：《储能“狂飙”》，https://new.qq.com/rain/a/20230316A01ARV00

[4] 调频是指电力系统频率偏离目标频率时，并网主体通过调速系统、自动功率控制等方式，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。

[5] 黑启动是指电力系统大面积停电后，在无外界电源支持的情况下，由具备自启动能力的发电机组或抽水蓄能、新型储能等所提供的恢复系统供电的服务。

[6] 国家能源局官网：《刘亚芳：截至2022年底，全国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦》，http://www.nea.gov.cn/2023-02/13/c_1310697043.htm

[7] 发改办体改〔2021〕837号《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》，载国家发展改革委官网，https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202111/t20211116_1304017.html?code=&state=123

[8] 北极星售电网；《南方电网、南方能监局印发<中国南方区域电力市场工作方案>》，

https://news.bjx.com.cn/html/20220302/1207494.shtml

[9] 20221220 中国电力网：《新能源配储能运行情况调研报告》，http://www.chinapower.com.cn/zx/zxbg/20221220/180378.html

[10] 国家发展和改革委员会：《完善储能成本补偿机制 助力构建以新能源为主体的新型电力系统》，https://www.ndrc.gov.cn/wsdwhfz/202204/t20220413_1321981.html

[11] 2022年11 月 25 日国家能源局发布了《电力 现货市场基本规则（征求意见稿）》和《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》，提出各地要按照国家总体部署，结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制。载国家能源局官网，http://www.nea.gov.cn/2022-11/25/c_1310679693.htm

[12] 搜狐网：《2021独立储能电站总规模超过17GW/34GWh!独立储能发展的关键问题与展望》，https://www.sohu.com/a/535768183_121123908#:~:text

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作者：傅前明  高级合伙人

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