用户侧储能项目（小储）建设合规要点分析——以江苏为例
大储的产品的单体容量已升级到5-6MWh，大规模集采可面向百兆瓦级电站使用，主要应用场景为电网侧储能、电源侧储能共享项目，配合风光发电的调峰调谷，产品外观为集装箱；小储目前普遍集中在215/372kWh，应用规模在千瓦至兆瓦级别，主要是用于工厂端，产品外观类似数据中心的机房柜。本文主要聚焦用户侧储能且规模较小的领域。
2024年，全国各地储能项目的建设数量和并网规模爆发式增长，其中用户侧储能项目增长迅猛。据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024年1-7月全国共新增投运362个用户侧项目，新增装机规模1.09GW/2.72GWh，江苏用户侧新增投运规模最大，共计317.692MW/830.401MWh，容量占比30.56%；浙江新增投运项目最多，共144个，规模205.06MW/668.559MWh，占比24.6%。
本文主要以江苏省现阶段的部分实践经验，分享一些观点。
江苏省发展用户侧储能的优势
1. 产业布局先天优势
储能供应链端：江苏省在储能产业领域，始终走在全国的前列，直接涉足工商业储能产品的企业众多，例如阿特斯、协鑫、天合、长风绿能、蜂巢、固德威、冠隆、乐创、林源、南瑞继保、远景、中天、阿诗特等。对于用户侧的企业主来说，充足数量的供应商能够显著降低项目的建设成本。
工业制造业的电力需求庞大：江苏省的工商业基础雄厚，拥有全国最大规模的制造业集群，其中有很多机械制造、精密制造企业，这些企业很多都是高能耗企业，配套储能能够有效降低用电成本。
2. 政策支持
大储项目的补贴比较明确，目前省内补贴倾向于规模在1MW以上（投资金额基本过亿）的储能项目：例如《常州市推进新能源之都建设政策措施》支持光伏等新能源与储能设施融合发展，对装机容量1兆瓦及以上的新型储能电站，自并网投运次月起按放电量给予投资主体不超过0.3元/千瓦时奖励，连续奖励不超过2年；《无锡市促进新能源产业发展若干政策》支持光伏等新能源与储能设施融合发展，对社会资本投资建设装机容量1兆瓦及以上的新型储能电站，自并网投运次月起按放电量给予投资主体不超过0.3元/千瓦时奖励，连续奖励不超过2年，累计最高500万元。
3. 峰平谷电价差适合两充两放，缩短项目回报周期
简单来说，储能本质上就是个大型的充电宝，每天晚上用电低谷期的时候，电价也便宜，充电宝用于充电；白天用电高峰期，电价很贵，充电宝就用于放电。这个中间的价差很大，这样每天循环往复，几年就可以回本，以后成为一个持续赚现金的项目。
为便于理解，笔者以下图文释义江苏省2024年度的峰平谷电价差。
春秋两季【2-6月、9-11月】相对应的储能套利最优策略为：
【一充】0:00-8:00 【一放】8:00-11:00 毛利为0.857元/度电
【二充】11:00-16:00 【二放】16:00-22:00 毛利为0.474元/度电
夏季【7-8月】相对应的储能套利最优策略即为：
【一充】0:00-8:00 【一放】8:00-11:00 毛利为0.857元/度电
【二充】11:00-14:00 【二放】14:00-15:00 毛利为0.7005元/度电
【三充】15:00-17:00 【三放】19:30-21:03 毛利为0.7055元/度电
冬季【12、1月】相对应的储能套利最优策略即为：
【一充】0:00-8:00 【一放】8:00-11:00 毛利为1.0835元/度电
【二充】11:00-16:00 【二放】18:00-20:00 毛利为0.7055元/度电
4. 商业模式
目前市场上可供企业主选择的常见商业模式有以下几种：
（1）业主自投。业主自行购买并安装储能柜，从而享受峰谷套利。
（2）纯租赁。业主无需自行购买储能柜，只需向设备方租赁储能设施并支付相应费用，设备方为业主提供建设、运维等服务，由此产生的储能收益由业主享有。
（3）能源管理合同（EMC）：投资方购买并安装储能柜，业主方提供场地及企业用电需求，投资方与业主分享峰谷套利（常见的为业主20%，投资方80%）。
（4）场地出租：投资方购买并安装储能柜，业主提供放置储能柜的厂区空地、并收取定额租金，峰谷套利由投资方独享。
用户侧储能项目（小储）
项目合规要点
1. 是否需要电力业务许可证
不需要。
2023年4月13日，国家能源局在其官方网站回复留言表示，“目前，除抽水蓄能外的其他新型储能项目暂未纳入电力业务许可管理，暂不需要取得电力业务许可证。”
2. 是否需要发改委备案
需要。
国家能源局发布的《新型储能项目管理规范（暂行）》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。具体到江苏省，地方投资管理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施备案管理，通过江苏省投资项目在线审批监管平台备案。
备案内容应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）、项目建设总投资额，项目符合产业政策声明等。
实际操作层面，不少地区已将备案权限下放至街道乡镇层面。
3. 是否需要环评
一般不需要。
现行《建设项目环境影响评价分类管理名录》（2021年版）中“四十一、电力、热力生产和供应业”中除规定火力发电、光伏、风电等电力生产项目需要按规定编制环评文件外，明确规定了抽水蓄能电站需要编制环境影响评价报告书，但并未明确电化学储能项目是否需要编制环评文件。
实践中，电化学储能项目涉及配套输变电工程，按照《建设项目环境影响评价分类管理名录》规定，500千伏及以上的以及涉及环境敏感区的330千伏及以上的输变电工程需要编制环境影响报告书，100千伏以下的变电站无需编制环评文件，前述两者之间的输变电工程则需要编制报告表。
小储基本以低压400伏并网，远远低于环评最低要求的100千伏。
4. 是否需要节能审查
一般不需要。
根据《固定资产投资项目节能审查办法》第三条、第九条的规定，企业投资项目，除年综合能源消费量不满1000吨标准煤且年电力消费量不满500万千瓦时及另行豁免的项目（涉及国家秘密的固定资产投资项目以及用能工艺简单、节能潜力小的行业，具体行业目录由国家发展改革委制定公布并适时更新）外，建设单位需在开工建设前取得节能审查机关出具的节能审查意见。未按本办法规定进行节能审查，或节能审查未通过的项目，建设单位不得开工建设，已经建成的不得投入生产、使用。
小储单柜（215千瓦时容量）年用电量大约在10万千瓦时，项目年综合能耗达到标准远远低于500万千瓦时。
5. 是否需要消防验收
倾向于需要，至少是备案。
《建设工程消防设计审查验收管理暂行规定》将建设工程分为“特殊建设工程”和“其他建设工程”，特殊建设工程需严格进行消防设计事前审查及专项验收，《规定》在第14条列举了十几种“特殊建设工程”，小储项目并不在列。所以小储项目应归类于“其他建设工程”之中。
《规定》第33条要求“其他建设工程，建设单位申请施工许可或者申请批准开工报告时，应当提供满足施工需要的消防设计图纸及技术资料”。第34条要求“对其他建设工程实行备案抽查制度，分类管理”。
但是，国家能源局综合司《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》（国能综通安全〔2022〕37号）明确：“（八）严格施工验收。电化学储能电站投产前，要组织开展工程竣工验收，应当按照国家相关规定办理工程质量监督手续，通过电站消防验收。”
从国家法律层面对于新型储能电站是否需要办理消防设计审查验收，仍有待主管部门以更高层级的规定进一步明确，但目前有部分省份已经明确新型储能建设项目需要开展消防验收或备案抽查。
例如盐城市要求，接入电压等级220KV、单台变压器容量125MVA及以上的按消防设计审查和验收流程，其余按验收备案流程。（《关于加强新型储能电站建设管理工作的指导意见》）
杭州市要求新建、扩建或改建的功率为500千瓦且容量为500千瓦时及以上的电化学储能电站建设工程需按照电力建设工程开展消防设计审查验收；属于其他建设工程的，实行备案抽查制度。（《关于做好我市电化学储能电站建设工程消防设计审查验收管理工作的通知》）
实践层面，通常将500千瓦功率作为是否需要消防验收的分水岭。
6. 是否需要安全设施“三同时”
各地要求不一致。
《国家能源局综合司关于加强电化学储能电站安全管理的通知》（国能综通安全〔2022〕37号）从规划设计、设备选型、竣工验收、并网验收、运行维护管理、应急消防等多个方面对储能电站的安全管理提出要求，明确在电化学储能电站项目建设过程中，要保障安全生产投入，确保安全设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行和使用。同时，应当委托具备相应资质的设计单位开展设计工作，并组织开展设计审查。
7. 是否需要并网申请与验收
需要。
《国家能源局综合司关于加强电化学储能电站安全管理的通知》明确电化学储能电站并网验收前，要完成电站主要设备及系统的型式试验、整站调试试验和并网检测。
具体而言，一般由供电部门按有关标准和规范要求，做好储能项目接入和并网调试。
结语对于企业主来说，用户侧储能（小储）对于企业的降本增效能起到的作用虽然有限，但不失为一种立竿见影的手段。对于投资者而言，用户侧储能（小储）的投资规模，项目良好稳定运营的情况下，年化25%的投资收益率在现阶段是可以达到的，所以从长期投资的角度来看，也可当作一种风险可控的长期理财。
但是省内各地政府对于储能的监管措施，明确具体的文件还比较少。如果落实到项目的建设开发，主要还是依据过往经验及地方窗口指导意见。
文章来源：德恒苏州律师事务所
