22个全国碳达峰试点实施方案，指明储能发力方向!

　　2023年11月6日，国家发改委复核认定的首批国家碳达峰试点区域出炉，确定张家口市等25个城市、长治高新技术产业开发区等10个园区为首批碳达峰试点城市和园区，包含15个省区共35个试点名额。

　　据统计，截止到2024年7月底，22个试点地区已经先后出台碳达峰试点实施方案。其中多地在储能领域提出具体的目标和任务，辽宁沈阳、黑龙江哈尔滨、江苏盐城、浙江湖州等地区明确提出了新型储能装机目标，而且大部分地区都提出发展分布式能源配置储能或发展用户侧储能。

　　《国家碳达峰试点(信阳)实施方案》

　　支持具备条件的企业开展“光伏+储能”等自备电厂、自备电源建设。

　　提高调峰和储能能力。加强新县大坪、商城金岗山抽水蓄能电站运行管理自动化、信息化建设，建立水文自动测报和流域综合监测平台，构建流域小水电运行管理信息共享平台。稳步推进光山五岳抽水蓄能电站建设，规划建设中小型抽水蓄能电站。加快推进新县沙窝镇300MW先进压缩空气储能项目，探索新型储能在电网调峰、调频、应急保障领域的应用。推动新规划建设的风电、光伏发电项目配置储能设施，提高新能源消纳存储能力。结合大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，拓宽储能应用场景，推进储能多功能复用、云储能等领域关键技术研究应用。

　　《国家碳达峰试点(大连)实施方案》

　　加快推进储能规模化应用。以解决风电和光伏就地消纳为重点，发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统。到2030年，抽水蓄能电站装机容量达到100万千瓦，新型储能装机规模达到150万千瓦以上。大力发展抽水蓄能，2030年前，建成庄河抽水蓄能电站项目，争取庄河城山抽水蓄能纳入国家重点实施项目，庄河英那抽水蓄能等项目纳入国家规划。

　　积极发展新型储能。推进发电侧、电网侧、用户侧大规模应用化学储能等新型储能方式，推动新能源场站合理配置新型储能，鼓励在电网侧以“企业自建”“共建共享”等方式建设运营新型储能电站。继续推进大连液流电池储能调峰电站国家示范项目二期建设。探索储能聚合利用、共享利用等新模式新业态。

　　打造全钒液流全产业链，壮大全钒液流电池储能产业规模，建设金普新区化学储能电池生产基地。

　　《国家碳达峰试点(襄阳)实施方案》

　　以新能源储能电池为重点壮大新能源新材料产业。立足磷矿资源构建磷系新材料全产业链条，推动硅基新材料产业链双向发展，加快形成全钒液流电池领域链式发展格局，支持湖北锂源、赣锋锂电、双登集团、特瑞阳光等储能电池项目建设，推进中化学新能源产业园、贝特瑞新材料、襄州远景风机制造、枣阳市华润大力风电钒液流电池产业园等项目建设，引进氢燃料整车及核心零部件龙头企业。

　　推进动力储能电池资源化利用。加快建设骆驼集团、景锂环保等废旧动力电池综合利用项目，布局建设动力锂电池回收与梯次利用产业基地。

　　推广直流供电、分布式储能、“光伏+储能”等模式，提高非化石能源消费比重，鼓励数据中心提高绿电消费比例。

　　《国家碳达峰试点(沈阳)实施方案(征求意见稿)》

　　大力推进储能产业集群建设，推动新型储能装备制造及配套关键核心部件制造企业集聚发展，打造千亿产值“储能之都”。到2025年，工业领域战略性新兴产业产值占规上工业总产值比重力争达到35%。

　　建设友好型“新能源+储能”电站，鼓励发展源网荷储一体化项目，积极探索多能互补模式。探索离网制氢技术，谋划建设离网储能制氢试点。落实新能源电力消纳保障机制，进一步扩大绿电和绿证交易规模。到2025年底，电能占终端用能的比重达到30%，需求侧响应能力达到5%，新型储能装机规模达到80万千瓦。

　　建立飞轮储能和压缩空气储能装备碳足迹认证标准，开展储能装备全系产品的碳足迹认证，引领储能行业碳足迹认证标准，助力打造“储能之都”。

　　《国家碳达峰试点(苏州工业园区)实施方案》

　　支持新型储能在电源、电网、负荷各侧的应用，重点发展电网侧储能，鼓励分布式光伏配套建设储能设施，推动可再生能源与储能融合发展，推动独立新型储能项目建设，主动发挥顶峰、调峰、调频等多种作用。支持园区工业大用户侧储能开发，依托合同能源管理方式，加强供需双向互动，提升电力需求侧响应能力，增强电力需求侧辅助服务获利能力。加强政策引导，对重大项目予以支持，保障项目建设运营。加快储能技术综合应用研究，开展储能技术安全性、生命周期经济性、生命周期环境负荷(电池报废)等研究，引导技术创新应用，积极支持园区内储能产业技术创新优先在园区内示范应用。

　　《国家碳达峰试点(哈尔滨经济技术开发区)实施方案》

　　加快推动新型储能项目建设。积极发展“可再生能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，鼓励新建新能源项目配置不低于10%、2小时储能设施，鼓励存量电源同标准配置储能设施，推动企业储能电站建设进程。以哈经开区为中心，通过多重渠道和激励机制，推进增量配网源网荷储一体化建设项目建设，积极推动电源侧、电网侧和用户侧新型储能多场景市场化应用，提高清洁能源消纳和运行能力。基于不同应用场景、容量规模、空间条件、成本敏感性等条件下，适时探索锂电池、钠电池、液流电池等新型储能技术开发应用。通过储能系统建设，提供容量支撑、峰谷套利、调峰调频、备用电源等创新服务，提高电网消纳水平，提升电网投资经济性和供电可靠性，促进区域电力系统源网荷储协调发展。力争到2030年，整区新型储能装机规模达到50万千瓦时以上。

　　探索建设区域级虚拟电厂。依托增量配电网及可调负荷，构建增配区域虚拟电厂，并逐步拓展将哈经开区内分布式电源、储能等资源进行聚合和协同优化，推动哈尔滨经平供电有限公司园区级虚拟电厂项目建设，实现全区电源侧的多能互补、负荷侧的柔性互动，有力支撑区域内需求响应业务。

　　《国家碳达峰试点(西咸新区)实施方案》

　　推进储能设施建设，加快开展隆基“光伏+储能”、秦汉新城农村智慧储能换电等储能类项目建设。

　　开展两化融合管理体系贯标活动，支持新能源、新材料和高端装备制造等重点行业大型企业数字化车间、智能生产线、智能工厂建设，加快汇川技术储能及电源设备、盛弘电气生产制造、超轻量化新能源汽车总装基地等先进制造重点项目建设。

　　推进园区“光伏上房”、微电网、园区储能、中水回用等项目建设，实施泾河新城第一、二批分布式光伏发电、空港新城区域储能、泾河新城接渭河电厂余热集中供热改造提升等工程。

　　积极推动高用电负荷项目配套建设储能设施。

　　《国家碳达峰试点(鄂尔多斯)实施方案》

　　挖掘负荷侧参与系统调峰潜力，开展储能实证实验，鼓励高耗能工业负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节。

　　加快探索储能示范应用。推进电源侧储能项目，推进“新能源+储能”、风光火储一体化等多种模式发展，建设一批多能互补示范项目，提升新能源利用率。大力发展支撑电网型储能，在电网支撑需求大、调峰调频困难或电压支撑能力不足地区布局电网侧新型储能，增强系统调峰能力。引导用户侧储能灵活发展，探索“零碳园区+储能”“大数据中心+储能”等储能融合发展新场景。探索压缩空气储能、飞轮储能、液流电池等各种形式新型储能示范项目实证实验。根据国家和自治区新型储能政策机制，优先争取激励政策机制试点示范，探索多种应用场景新型储能商业模式。

　　《国家碳达峰试点(太原)实施方案》

　　合理有序推动储能发展。加快推进太原(古交)抽水蓄能电站纳入国家抽水蓄能中长期规划重点实施项目。开展电化学、压缩空气、热储能等新型储能试点示范ꎬ探索关闭矿井地下空间储能。加快储能规模化应用，加强储能电站安全管理，持续开展“新能源+储能”一体化开发模式，推动新建集中式风电、光伏项目合理配置储能设施，统筹考虑全市新能源发展规划、煤电机组灵活性改造进度、抽水蓄能电站建设情况及用户侧调节能力。因地制宜发展电网侧新型储能，发挥山西电力现货市场优势，先行先试开展独立储能、共享储能创新商业模式的应用示范。探索建立“源网荷储”一体化和多能互补项目协调运营、利益共享机制。

　　推动清徐经济开发区建设电、热、冷、气等多种能源协同互补的综合能源项目建设智能微电网合理配置储能系统。优化开发区能源系统，创新低碳、零碳能源消费模式。

　　《国家碳达峰试点(盐城)实施方案》

　　要以构建清洁低碳、安全高效能源体系为方向，推动能源生产消费方式绿色低碳变革，加快能源系统向适应新能源大规模发展方向演变，依托风光资源优势和产业基础，以“风光氢储”一体化融合发展为重点，持续做强风电、光伏两大地标产业，聚力布局氢能、储能两大未来产业，加快建设世界级新能源产业集群，打造世界新能源产业城市名片。

　　积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持与电网公司合作建设虚拟电厂。支持分布式新能源合理配置储能系统，加强源网荷储协同，开展多元化应用的新型储能示范项目建设，规划建设10余个独立共享储能项目，到2025年，新型储能装机容量达到171万千瓦左右。

　　《国家碳达峰试点(广州)实施方案》

　　积极开发利用新能源。以氢能、新型储能、光伏为重点推进新能源产业发展。

　　加快建设新型电力系统。扩展需求响应资源，推动现有工业用户的辅助、非连续性生产等用电设施灵活性可中断调控改造，在全市需求侧管理平台中逐步吸纳公共建筑、电动汽车充换电设施、新型储能、虚拟电厂等灵活调节资源。打造广州市储能监管平台，展示广州市储能电站的整体运行情况。推进国家新型储能创新中心建设。

　　《国家碳达峰试点(青岛)实施方案》

　　加快发展新型储能，推进“可再生能源+储能”模式，新建集中式风电、光伏发电项目按比例配建或租赁储能设施。鼓励引导新建分布式可再生能源项目合理配置储能设施，全面提升新型储能在电源侧、电网侧、用户侧应用水平。到2025年和2030年，新型储能规模分别达到40万千瓦以上和100万千瓦以上。

　　《国家碳达峰试点(长治高新技术产业开发区)实施方案》

　　发挥长治风、光资源丰富的优势，投资建设风能发电站，建设一批分布式光伏项目，开展“新能源+储能”试点示范。探索建设“源网荷储一体化”项目，联同虚拟电厂、换电重卡等综合智慧能源项目，构建完善的新能源供应体系。推进绿色电力项目建档立卡和绿色电力证书核发，针对园区锂电池材料、光伏光电、电容制造等项目高耗电用能特性，推行非化石能源消费承诺制，可再生能源绿电消纳(绿证办理)不低于项目年用电量的30%。

　　开展新能源应用示范。加快推进分布式光伏系统、风力发电、光储直柔、智能微网建设，推动既有公共建筑屋顶加装太阳能光伏系统，推动在园区范围建设50MW屋顶光伏电站、储能和充电桩系统，同步构建直流微电网，到2025年，园区新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率达到60%。

　　《国家碳达峰试点(承德)实施方案》

　　立足承德优势产业和优势资源，合理规划布局清洁能源产业，构建“风光氢储”能源体系，形成多元互补、高效稳定的新能源供应体系。建设风、光、水三个千万千瓦级清洁能源基地，大力推进风电、光电项目建设，充分发挥丰宁抽水蓄能电站储能作用，加快推进电化学储能等储能规模化应用。大力推动氢能与“风光储”耦合发展，重点在丰宁县、围场县规划一批绿电制氢项目，打通氢能“制取—储运—运输—加注—应用”关键技术环节。积极加快清洁能源配套电网项目建设，加快推进500千伏输变电工程及特高压输变电工程落地，适时谋划启动新的电力输送通道，全力保障我市清洁能源电力送出。

　　争创国家钒钛新材料技术创新中心，重点发展钒铝、钒氮合金为代表的中间合金产品，尤其加大全钒液流电池发展，配套引进双极板、质子膜、碳毡、电控系统等核心部件，建设“钒储能装备产业化示范基地”。

　　提升电力系统综合调节能力，引导自备电厂参与系统调峰，鼓励“新能源+储能”、风光火储一体化等多种模式发展。充分激发负荷侧参与调峰潜力，鼓励钢铁、水泥等传统高耗能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节，支持源网荷储一体化发展。加快新型储能示范推广，推动电源侧、电网侧、负荷侧储能应用。

　　《国家碳达峰试点(湖州)实施方案》

　　加快建设多元场景的绿色储能基地。积极推动电源侧、电网侧和用户侧新型储能发展。重点结合工业园区、重点用能企业、商业综合体、美丽乡村等场景，因地制宜布局一批“源网荷储”分布式零碳智慧电厂项目。加快推进菱湖50兆瓦/100兆瓦时省级新型储能示范项目建设，有序推进华能长兴独立储能电站示范项目(一期)前期工作。继续推进“和平共储”综合智慧能源项目建设。到2025年、2030年，力争全市新型储能装机容量分别达到440万千瓦以上、500万千瓦以上。

　　打造坚强智能电网。以提升电网高承载力、高自愈力，支撑大规模新能源接入为目标，推进电源侧、电网侧、负荷侧、储能侧高效协同，打造“源网荷储”统筹协调一体化发展示范。

　　培育低碳技术创新和技术应用转化平台。推进工业控制技术全国重点实验室、白马湖实验室长兴氢能基地、德清县浙工大莫干山研究院、绿色低碳安全储能技术创新中心等“双碳”创新平台建设。聚焦可再生能源、储能、氢能等关键技术领域，鼓励浙江大学湖州研究院、电子科技大学长三角研究院(湖州)、湖州师范学院等院校创建省、市级重点实验室。

　　《国家碳达峰试点(唐山)实施方案》

　　唐山市将积极探索风电、光伏等新型能源应用创新和开发利用，大力开发海上风电等海洋能源，加快交通运输结构转型升级和新型电力系统构建，推动区域新能源合作和通道建设，打造北方地区新型能源生产应用基地和储能之城。

　　利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制，促进储能发展，打造北方储能之城。

　　《国家碳达峰试点(张家口)实施方案》

　　深化电源侧、用户侧和电网侧多场景储能应用，拓展电化学储能、压缩空气储能、氢能与飞轮储能等多种技术路线应用示范，鼓励数据中心运营企业推进用户侧储能示范项目，推动氢燃料电池替代柴油发电机试验示范，引导开展备用UPS电池生产能力储能示范。在风光资源集中区域推广“风光储一体化”、“风光火储一体化”示范项目，推动“可再生能源+储能”深度融合。

　　《国家碳达峰试点(南京江宁经济技术开发区)实施方案》

　　打造全国储能产业发展新高地，坚持规划引领，加强顶层设计，围绕储能上下游产业链，持续推动产业链强链补链延链，强化产业链上下游协同，探索储能应用多元化发展模式，积极打造省级储能产业集聚区核心区，加速储能上游产业集聚。持续加强上游储能基础设备、储能电池材料等优质企业招引。夯实储能中游产业优势，加强储能系统集成“链主”型枢纽企业招引;依托智能电网产业领先优势，推动智能电网产业顶尖企业布局产业中游技术系统集成、能量管理系统等细分市场，加强储能系统集成、电力控制保护系统、分散控制系统(DCS)等系统产品研发制造，充分将技术优势转化为储能产业竞争优势。支持储能下游产业发展，不断做大储能应用赛道，支持园区储能技术企业探索大规模储能、柔性并网、光储一体化等创新技术应用。发挥江宁区储能产业联盟作用，推动供需两侧企业合作对接，完善储能产业发展生态。

　　加快新型储能设施建设，探索独立共享储能电站建设，加快推动协鑫5万千瓦/10万千瓦时电网侧储能电站项目建设，提升电网调峰、调频、储能、事故备用等多重能力，拓展储能在工业领域、新能源汽车、大数据中心、5G基站、充电桩等领域的应用场景。

　　完善绿色低碳激励政策，根据双碳工作实际，修订《江宁经济技术开发区促进绿色发展暂行办法》，进一步加大节能量、分布式光伏、绿色制造体系、充电桩等补贴力度和能耗双控奖励力度，不断拓宽储能、建筑节能等业务领域。

　　《国家碳达峰试点(杭州)实施方案》

　　引导可再生能源项目配套储能，新增并网的集中式风电和集中式光伏按照不低于装机容量10%配置储能，合理布局电网侧储能，推动用户侧储能发展，开展水系电池、液流电池、氢储能新型储能技术示范，加快推进建德乌龙山、桐庐白云源等抽蓄项目建设。

　　结合绿色能源产业生态圈建设，谋划实施一批绿色能源产业发展重大工程，推进光伏、风电、储能、节能环保等现有优势产业补链强链，谋划布局氢能、核能、新型储能等新兴能源产业。

　　《国家碳达峰试点(克拉玛依)实施方案》

　　推动交通与能源融合发展，提高设施利用效率，充分利用高速公路、场站枢纽等交通基础设施，发展光伏、风力、地热等分布式发电项目，将可再生能源发电、储能与充电设施一体化建设，促进交通基础设施网与智能电网融合发展。加快实施新能源工程，加大新能源发电消纳力度，提高非化石能源消费占比。充分利用太阳能资源丰富的优势，试验和推广“太阳能+蓄热”供暖方式。大力发展氢能，推进氢储能调峰电站、绿电制氢等先行项目建设。

　　鼓励建设以消纳新能源为主的局域网、微电网、增量配电网，构建源网荷储协同消纳体系。依托乌尔禾多种能源品种、增量配电网和工业负荷，建设源网荷储一体化项目。积极打通外送输电通道，鼓励绿电布疆、绿电东运、绿电出国，多渠道扩大新能源消纳市场。

　　《国家碳达峰试点(湘潭)实施方案》

　　实施“科技创新与绿色产业之城”示范行动，推进能碳一体化综合数智平台建设，推进绿色低碳先进技术研发平台建设，推进减碳降碳先进技术项目示范。加快国家和省级科技重大专项、重点科技计划、知识创新工程和技术创新工程的低碳技术研发成果转化与应用，重点推动风能叶片及风机研发、全市光储充资源一体化开发利用、新型储能、新型绿色建材研发应用、再生资源循环利用等技术成果转化落地。

　　《国家碳达峰试点(亳州)实施方案》

　　加快推进新型储能应用。统筹新能源发展和电力安全稳定供应，推进电源侧储能项目建设，优化整合本地电源侧、负荷侧资源，充分挖掘电源、储能、负荷等调节能力，推动源网荷储一体化项目建设，提升可再生能源消纳水平。推动电网侧储能合理化布局，按照“稳定、安全、可靠”原则，大力建设共享式储能电站，力争2024年实现储能电站及基础配套建设县区全覆盖，到2025年，全市各类储能电站规模达40万千瓦。支持用户侧储能多元化发展，围绕分布式新能源、微电网、5G基站、充电设施、工业园区等终端用户，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，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式，充分调配用户侧储能。发挥氢能调节周期长、储能容量大的优势，逐步开展氢能在区域电网调峰、可再生能源消纳等场景的示范应用，开展氢能相关的多能互补示范工程，探索“风光发电+氢储能”一体化应用新模式。