”生物天然气&储能“将继光伏风电后扬帆起航

政策引用

2017.9.22|发改能源〔2017〕1701号-五部委联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》的通知

2018.10.30|发改能源规〔2018〕1575号-国家发展和改革委员会、国家能源局关于印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》的通知

2019.2.12|国家电网营销〔2019〕173号-国家电网有限公司关于印发《推进综合能源服务业务发展2019-2020年行动计划》的通知

《中共中央国务院关于全面加强生态环境保护坚决打好污染防治攻坚战的意见》

《中共中央国务院关于印发<乡村振兴战略规划（2018-2022年）>的通知》

《国务院关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》

生物天然气是指以农作物秸秆、畜禽粪便、生活垃圾、工业有机废水等各类城乡有机废弃物为原料，经厌氧发酵和净化提纯产生的绿色低碳清洁可再生的非常规天然气，同时厌氧发酵过程产生的沼渣沼液可生产有机肥。

储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源（以下简称能源互联网）的重要组成部分和关键支撑技术。储能能够为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段；储能能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，支撑分布式电力及微网，是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术；储能能够促进能源生产消费开放共享和灵活交易、实现多能协同，是构建能源互联网，推动电力体制改革和促进能源新业态发展的核心基础。

国家能源局综合司关于征求对《关于促进生物天然气产业化发展的指导意见》意见的函

国能综函新能〔2019〕72号

（三）发展目标。

起步发展阶段。到2020年，生物天然气实现初步发展，初步建立产业体系，政策体系基本形成。生物天然气年产量超过20亿立方米，年替代县城及农村散煤约340万吨，年减排二氧化碳约620万吨。年处理农作物秸秆超过1000万吨、畜禽养殖废弃物超过2500万吨，其他城乡有机废弃物超过500万吨。

快速发展阶段。到2025年，生物天然气具备一定规模，形成绿色低碳清洁可再生燃气新兴产业。生物天然气年产量超过150亿立方米，年替代县城及农村散煤约2500万吨，年减排二氧化碳约4600万吨。年处理农作物秸秆超过7500万吨、畜禽养殖废弃物超过1.8亿吨、其它城乡有机废弃物超过3000万吨。

稳步发展阶段。到2030年，生物天然气实现稳步发展。规模位居世界前列，生物天然气年产量超过300亿立方米，占国内天然气产量一定比例。年替代县城及农村散煤约5000万吨，年减排二氧化碳约9300万吨。年处理农作物秸秆超过1.5亿吨、畜禽养殖废弃物超过3.5亿吨、其它城乡有机废弃物超过4000万吨。

六、保障措施

加强组织协调。国家能源局牵头，会同有关部门加强生物天然气产业化工作的组织领导。将生物天然气纳入促进天然气协调稳定发展工作方案，天然气产供储销工作方案，以及北方地区冬季清洁取暖规划方案等。各省级能源主管部门将生物天然气纳入相关重要工作计划，加强统筹协调。

构建规划体系。构建生物天然气发展三级规划体系，国家能源局组织编制生物天然气中长期发展规划，指导各省（区、市）编制本地区生物天然气发展规划，指导中央企业编制企业发展规划。省级能源主管部门指导编制地市或县级生物天然气发展规划。各级规划加强与相关规划的衔接协调。

完善支持政策。修订城镇燃气管理条例，将生物天然气纳入管理范围，支持生物天然气并入城镇燃气管网和消费，制定生物天然气优先利用政策措施，研究建立绿色燃气配额机制。建立生物天然气开发利用与常规天然气计划分配、进口量分配挂钩机制，鼓励生物天然气发展。研究制定生物天然气产品补贴政策，落实生物天然气项目税收、贷款、土地等其它优惠政策，享受绿色金融支持政策。

简化项目管理。国家能源局制定生物天然气项目管理指南，指导各地对生物天然气实施高效简便的管理。深化“放管服”，创造良好发展环境，做好服务工作。制定生物天然气规划编制导则、项目建设和运营管理导则等，指导各级能源主管部门和投资者。加强生物天然气工程安全条件和安全生产监管，理顺安全条件审查办理手续，加强对行业的监督管理，促进行业自我持续发展。

加强示范建设和技术进步。国家能源局组织生物天然气产业化示范项目建设，推进技术进步，构建产业化体系。依托示范项目，组织行业机构和重点企业开展重大技术攻关和设备国产化，加快工业化标准体系建设步伐，促进生物天然气商业化可持续发展。

国家电网有限公司关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见

国家电网办〔2018〕176号

（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。

（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。

（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，开展电网侧储能示范应用。公司系统其它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。

（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、观测、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。

南方电网公司关于促进电化学储能发展的指导意见（征求意见稿）

（一）指导思想

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，坚持新发展理念，落实高质量发展要求，深入推进供给侧结构性改革，把握储能发展的重大机遇，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。

（三）发展策略

立足自主，积极促进储能发展。深化储能影响研究，完善储能标准体系，支持电源侧储能应用、加强电网侧储能布局、引导用户侧储能发展。掌握储能系统集成与智能控制核心技术，推动商业模式完善，提升储能系统集成及服务提供能力。

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。

研究推动大型储能电站发展。

因地制宜推进配网侧储能应用。

灵活推动移动式储能应用。

强化储能对微网发展的重要支撑。

积极支持电源侧储能应用。

科学引导用户侧储能发展。

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。