1月30日，南方电网公司发布了《关于促进电化学储能发展的指导意见》（征求意见稿），文件要求将储能作为推动发展、解决问题的重要手段，密切跟踪储能技术发展，积极推动储能多方应用，发挥储能的调峰、调频、备用、黑启动等方面的综合效益，经济、高效解决电力发展不平衡不充分问题，助力公司向智能电网运营商、能源产业价值链整合商、能源生态系统服务商转型发展。
2月18日，国家电网公司办公厅印发《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》，文件要求要配合政府促进储能健康有序发展，高度重视储能应用安全防范、统筹规划、系统接入、调控运行、设备维护、标准建设、成本疏导等问题，推动技术、商业模式和市场机制创新，引导储能应用与能源转型、电网发展相适应。
储能应用推广
两大电网对电化学储能发展在各方面的应用提出了推广建设意见。
电网侧：将储能纳入电网规划
在电网侧储能方面均有提到将储能纳入电网规划，其中国网意见中表示将根据储能技术发展和规模增长趋势，动态调整抽水蓄能发展规划。而南网的文件中也指出要优先利用抽水蓄能电站、变电站改造腾出的土地资源，开展大型储能电站示范项目建设。
电源侧与用户侧：参与市场化服务
在电源侧及用户侧方面，两网的文件均指出了储能系统可参与市场化服务，此前部分地区已经陆续发布了针对储能参与辅助服务、需求侧响应等电力市场交易获得补偿的政策。
针对储能在电源侧的应用，两网观点一致，都将支持火电配置储能参与调频辅助服务、新能源配置储能平滑出力等，而国家电网覆盖区域、尤其在西北区域拥有大量可再生能源，此次更是在文件中直接提出“将储能作为改善新能源并网特性、平滑新能源出力的必要技术措施，在电源侧按照一定比例进行配置”。
另外两份文件也都表示在用户侧方面支持储能设施投建，以优化用电负荷、降低用电支出。国网还户侧储能参与电网需求侧响应等，优先在电网调节有困难、改造升级成本较高的地区投资建设，相对于南网则将研究储能以独立或“虚拟电厂”等形式参与电力市场交易。
其他应用：南网有更细致规划
除以上应用范围之外，南方电网方面针对其区域特点对储能的应用做出更为细致的规划。比如文件提到针对关键节点分散布置储能项目提高电网防灾抗灾能力，利用储能更好解决海岛和偏远地区供电问题，提高电网薄弱地区供电质量，将移动式储能作为更加经济、环保的应急发电手段推广应用。此外南网文件还提到将储能作为配电网建设的重要组成部分，以充电站同步配套储能电站示范应用应对分布式能源、电动汽车等多元负荷发展，发挥储能对电网的投资替代效益，提高电网整体利用效率。
储能投资管理
两大电网对储能项目的投资建设与管理任务也做出了规定。
两网在文件中均提出了要推动政府部门将电网公司投资的（国网：省级电力公司；南网：保障系统安全、具备投资替代效益、应急供电保障）电网侧储能项目视为电网有效资产，其投资通过输配电价准许收入予以疏导。
对于储能投资建设安排，国家电网明确在国家尚未出台新的鼓励政策的情况下，各省级电力公司不参与电源侧和客户侧储能投资建设，可以根据需要，以技术创新和解决工程应用难题为目标，开展电网侧储能试点示范应用。国家电网公司系统其他单位根据企业功能定位与业务分类，按照市场化原则试点储能投资建设业务，提供专业化服务，研发核心技术，储备人才队伍。
南方电网则明确要研究推动大型储能电站发展。统筹广东大规模海上风电开发建设、系统安全稳定运行等需求，优先利用抽水蓄能电站、变电站改造腾出的土地资源，开展大型储能电站示范项目建设，接受系统统一调度，通过优化系统运行特性、提升系统调节能力获取收益。兆瓦级及以上电网侧储能项目原则上以调峰调频公司为主开展，各省(级)电网公司积极参与；中低压配网及用户侧储能由各省(级)电网公司负责。调峰调频公司负责着重开展大容量储能电站集成、运维、运营等科研创新工作，广东储能技术研究实验平台负责着重开展储能本体、分布式储能应用于运营等科研创新工作。
以下是两大电网促进储能发展的具体细则：
国家电网
具体意见：
一、积极支持服务储能发展。
支持电源侧储能发展。支持新能源发电配置储能平滑出力，提高新能源发电并网调节能力和电网设备利用效率。支持常规火电配置储能提升调节性能和运行灵活性，促进电网安全高效运行。
服务客户侧储能发展。配合政府加强客户侧储能统筹管理，支持服务客户侧储能积极参与电网需求侧响应、电量平衡和负荷特性改善。优先在电网调节有困难、改造升级成本较高的地区投资建设，发挥降低电网峰谷差、缓解局部电网供需紧张等作用。
二、加强储能和电网统筹规划。
国家电网公司应统筹电网、抽水蓄能和储能发展，制定电网侧储能规划，合理确定发展规模、设施布局、接入范围和建设时序，将储能纳入电网规划并滚动调整，引导储能合理布局、有序发展。
在工程可研设计、建设改造等环节，将电网侧储能视为电网的重要电气元件和一种技术方案选择，进行综合比选论证。
三、规范接入系统和调控管理。
电源侧储能和独立的纯调峰调频储能的接入，参照常规电源接入管理办法执行。客户侧储能的接入，参照分布式电源管理办法执行。
依据《电化学储能系统接入电网技术规定》等技术标准，做好储能设备入网检测和现场调试验收等工作，完善并网调度协议和调度规程，将并网储能纳入电网调度统一管理。
四、严守储能安全红线。
明确安全责任主体，细分安全责任界面，建立健全储能安全管理制度体系，建立储能安全风险评估和防控机制，加快建设储能检测认证服务平台，全面提升储能安全防护水平。
五、有序开展储能投资建设业务。
在国家尚未出台新的鼓励政策的情况下，各省级电力公司不参与电源侧和客户侧储能投资建设，可以根据需要，以技术创新和解决工程应用难题为目标，开展电网侧储能试点示范应用。
国家电网公司系统其他单位根据企业功能定位与业务分类，按照市场化原则试点储能投资建设业务，提供专业化服务，研发核心技术，储备人才队伍。
六、加强储能投资评估和管理。
国家电网公司各单位投资建设储能，应开展投资效益评估，考虑合理投资回报。各省级电力公司投资建设电网侧储能，参照电网工程基建程序管理，履行政府规划和核准(备案)程序。国家电网公司直属产业单位投资建设储能，纳入公司直属产业投资管理。
七、推动完善储能政策机制。
推动政府主管部门将各省级电力公司投资的电网侧储能计入有效资产，通过输配电价疏导。推动将储能作为改善新能源并网特性、平滑新能源出力的必要技术措施，在电源侧按照一定比例进行配置。推动以改善负荷特性、引导储能有序发展为目标，建立客户侧峰谷分时电价动态调整和定期评估机制。推动电力市场建设，建立健全储能参与辅助服务、电力现货等市场化交易的相关政策和机制，以市场化方式引导储能产业健康发展。
八、深化储能关键技术研究和标准体系建设。
深化储能材料装备、系统集成、规划设计、调度运行、设备维护、安全防护、测试评价等关键技术研究，制修订相关技术标准，提升已发布标准等级，增强标准的约束力，增强储能核心技术竞争力。制定储能典型设计方案，兼顾储能电站、储能与变电站合建等不同方式，推动储能设计模块化、建设标准化。
九、加强储能信息管理及平台建设。
将公司经营区接入电网的储能项目纳入公司统计体系，加强分析和辅助决策。将电源侧和电网侧储能纳入电网能量管理体系，实现可观、可测、可控。加快储能云平台建设和应用，为客户侧储能提供全方位、一站式服务。
南方电网
重点任务
(一)深化储能影响研究
加强储能对电网发展影响研究。研究储能参与电力市场的机制，丰富市场交易品种，引导储能科学发展。研究电网侧储能纳入电网企业准许收入的可行模式，优化电网整体投资效益。认真研究用户峰谷电价机制下应用储能的盈利空间和商业模式，积极谋划推动公司产业布局。
加强储能系统关键技术研发。密切跟踪储能技术动态发展趋势，加强低成本、高安全性储能系统方案设计、设备集成、试验检测、运营运维、梯次利用等关键技术的研发布局，形成一批具有国际先进水平的科技成果和核心知识产权，切实提高储能能量转化效率、运行可靠性，增强公司全产业链拓展能力。
扎实开展储能对环境影响研究。推动研究完善储能环保标准体系，明确项目建设环境影响评价具体要求，防范化解环保风险。着力加强储能电站消防检测、预警及防护等关键技术研究，形成系统性解决方案。
(二)推动储能技术应用
积极利用储能提升电网防灾抗灾能力。统筹沿海城市保底电网户内站点、电缆线路建设改造，在关键节点分散布置容量适中的储能项目作为保底电源，补短板、强基础，打造局部坚强电网。正常运行参与系统调节提升运行灵活性，严重台风等自然灾害下保障重要负荷电力的安全可靠供应。
研究推动大型储能电站发展。统筹广东大规模海上风电开发建设、系统安全稳定运行等需求，优先利用抽水蓄能电站、变电站改造腾出的土地资源，开展大型储能电站示范项目建设，接受系统统一调度，通过优化系统运行特性、提升系统调节能力获取收益。
因地制宜推进配网侧储能应用。结合用电负荷特性、电网建设调节，将储能作为配电网建设的重要组成部分，支持充电站同步配套储能电站示范应用，积极主动应对分布式能源、电动汽车等多元负荷发展，合理平衡局部地区、局部时段峰值负荷，发挥储能对电网的投资替代效益，提高电网整体利用效率。
灵活推动移动式储能应用。发挥兆瓦级储能灵活接入的优势，作为更加经济、环保的应急发电手段，提升重要活动供电保障能力，尽量解决局部地区配网季节性、时段性重过载问题，提高供电可靠性和客户服务满意度。
强化储能对微网发展的重要支撑。推动提升储能技术装备和应用水平，满足微网在孤岛运行方式下的负荷跟踪、调频调压等要求，支撑微网稳定运行，更好解决海岛和偏远地区供电问题，提高电网薄弱地区供电质量，提升高可靠性区域的优质电力服务。
积极支持电源侧储能应用。支持储能系统与火电机组联合参与辅助服务，优化调频特性，提高机组利用效率，促进节能减排。鼓励新能源配套储能示范，平仰出力间歇性、波动性，并联合参与电网运行优化、接受电网运行调度，促进高比例可再生能源发展条件下的源网友好互动水平，提升电力系统整体运行质量。
科学引导用户侧储能发展。积极利用新一代人工智能等先进技术，掌握用户多层次、多样化用能需求，并通过储能优化用电负荷曲线、降低用户用电支出，实现经济高效地用电管理。研究用户侧储能以独立或“虚拟电厂”等形式参与电力市场交易的具体要求，促进资源聚合和协调优化。
(三)规范储能并网管理
并网技术标准体系。深入研究储能在系统中的运行模式和运行特性，制定储能并网相关技术标准，进一步明确功率控制、二次系统、信息交互、安全防护等方面基本要求，形成全网统一的规范，加强并网监测、监测管理，确保系统安全，提高储能运行支撑能力。
配电网调度管理水平。充分考虑分布式电源、储能及多元负荷等设备规模应用对配电网运行影响，用互联网思维和理念加强综合管控、实现有效管理，不断完善配电网调度及操作规程，提升配电网运行水平。
运行信息化支撑能力。落实网络安全防护有关要求，确保储能信息采集和信息安全。面向用户、电网、政府、社会等各方主体，打造开放共享的储能服务云平台，提升储能信息化管控水平和数字化服务能力，实现储能系统标准接入、高效管理，为各类储能系统提供运营管理服务，推动储能更好发挥作用。
(四)引领储能产业发展
储能投资回报机制。推动政府主管部门将保障系统安全、具备投资替代效益、应急供电保障的电网侧储能项目视为电网有效资产，其投资通过输配电价准许收入予以疏导。完善电力市场机制，支持各类主体按照市场规则投资、建设、运营储能系统，引导储能通过电能量现货市场、辅助服务市场、需求侧响应市场获取回报。
拓展公司业务发展作用。把握新兴业务向能源市场不断延伸的重要机遇，打造储能产业化发展的核心竞争力。逐步建立从用户侧到电网侧的储能产品体系。不断加强储能系统集成、工程建设、运维管理、设备监测、平台运营能力。支持竞争性子公司开展储能租赁、运维服务业务。
保障措施
(一)加强组织领导
为智能电网发展的重大课题，纳入公司智能电网规划建设领导小组统一指导，定期研究，持续推进。公司总部形成责任清晰的工作机制统筹协调解决重大问题，各分子公司优化资源配置、明确业务范围，形成适度竞争、协同发展、优势互补、合作共赢的发展局面，共同推进储能发展。兆瓦级及以上电网侧储能项目原则上以调峰调频公司为主开展，各省(级)电网公司积极参与;中低压配网及用户侧储能由各省(级)电网公司负责。
(二)强化专业指导
各部门主动加强对分子公司的专业指导。计划部负责明确公司储能发展策略。财务部负责指导推动将部分电网侧储能项目纳入输配电价准许收入予以疏导。生技部负责研究明确储能运维管理模式。系统部负责研究规范储能设备并网和调度运行。产业部负责研究明确储能产业化发展方向和具体措施。
(三)夯实基础支撑
以储能团队为基础，加强储能研发力量配置，内联外引，统筹配置资源，强化技术研究与业务发展、工程应用结合，支撑储能应用发展。发挥深圳宝清站、广东储能技术研究实验平台等科研新平台骨干作用，着力打造公司储能技术研究实验室，力争建成国家级重点实验室，促进实验室开放共享。调峰调频公司负责着重开展大容量储能电站集成、运维、运营等科研创新工作，广东储能技术研究实验平台负责着重开展储能本体、分布式储能应用于运营等科研创新工作。
(四)促进合作共赢
合作的态度，联合国内外电池制造企业、高等科研院所、产业技术联盟开展联合攻关，加强储能发展技术创新、管理创新、机制创新，探索多方共赢的储能商业化应用模式，共同推动储能的规模化应用发展。
