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一、划重点!全国首个用户侧储能技术导则正式印发
浙江省能源局正式印发《浙江省用户侧电化学储能技术导则》，国内首个关于用户侧储能全过程的技术规范。导则由浙江省能源局提出，杭州储能行业协会、国网浙江省电力有限公司联合编制，内容覆盖建设与运维的关键技术要求，包括基本规定、建设条件与容量确定、并网、储能系统、监控系统、保护通信与控制、电能计量、防雷与接地、验收与调试、消防与安全等14个章节和3个附录。该导则适用于采用0.4kV及以上电压等级接入，额定功率100kW及以上的用户侧储能，旨在规范用户侧储能的全过程。《导则》重点内容包括：适用范围、建设条件与容量确定、并网电压、并网点选择、保护通信与控制、防雷与接地、验收与调试、消防与安全等。其中，用户侧储能容量确定应校核用户内部负荷峰谷比，储能配置容量不宜导致用户内部负荷峰谷比倒置。并网电压推荐采用变压器低压侧接入方式，单个并网点容量与电压等级相匹配，不超过1000kW、6000kW、12000kW、30000kW的限制。用户侧储能并网点宜设置在用户变电站（所）的高、低压母线处，不应设置在用户供电线路和低压馈线线路处，以确保安全与高效。在保护通信与控制方面，通过10（20）kV及以上电压等级专线方式并网的用户侧储能，并网线路两侧宜采用电流保护，当保护整定或配合困难时，可采用差动保护。用户侧储能公共连接点应装设逆功率保护装置，保护功能作用于控制用户侧储能放电功率。用户侧储能应配置独立的防孤岛保护，非计划孤岛时应在2s内动作，将用户侧储能与用户电网断开。10（20）kV及以上电压等级并网的用户侧储能，应具备采集、上传运行信息和接受、执行控制指令的能力，宜采用光纤专网方式。在防雷与接地方面，用户侧储能应在并网点设置自带保护脱离功能的防雷保护装置，并具备当防雷装置接地短路故障后能立即脱离电网的功能。用户侧储能变压器的高压侧应靠近变压器装设一组金属氧化物避雷器（MOA），该MOA接地线与变压器金属外壳连在一起接地。在验收与调试方面，用户侧储能在并网前应向电网企业提出并网申请并办理相关手续，验收合格后方可并网。并网验收应在各子系统完成各种交接试验、安全评估、安装验收、接入电网测试（如需）等工作并符合设计要求的基础上开展。在消防与安全方面，用户侧储能设备四周应设置围栏或围墙等措施。用户侧储能应采用自动灭火系统，锂离子电池室/舱自动灭火系统的最小保护单元应为电池模组，每个电池模组可单独配置灭火介质喷头或探火管。自动灭火系统应满足扑灭模块级电池明火且24小时不复燃。有爆炸风险的用户侧储能应设置泄压装置。项目业主是电化学储能电站安全运行的责任主体，10kV及以上电压等级接入的用户侧储能安全管理应纳入企业安全管理体系，健全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制。用户侧储能项目的安全设施，应与主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行和使用。用户侧储能运维单位应按业主安全生产日常管理的要求，制定运行检修和安全操作规程。用户侧储能应配备专业的运行维护人员，上岗前应经储能工作原理、设备性能、故障处理、安全风险、防范措施、消防安全知识以及应急处置流程等培训。控制室、电池室等重点部位的工作人员应通过专业技能培训和考核，具备消防设施及器材操作能力。用户侧储能巡视检查应包括日常巡检和定期专项巡检，巡视检查应做好记录。在应急处置方面，项目业主宜主动向本地区人民政府应急管理部门、消防救援机构报备用户侧储能的应急预案，做好应急准备，与本地区人民政府有关部门建立消防救援联动机制。项目业主应在消防控制室或门卫值班室配置消防应急资料箱，放置有助于灭火救援工作的各类图纸报告、重点部位情况、所涉及的储能系统安全技术说明、设备布局图、工艺流程图、应急预案等必要资料，并及时更新内容，以满足灭火救援需要。
二、储能集装箱为什么会存在消防安全隐患?
答：储能非常容易发生火灾，储能电站存在批量的储能电池，目前储能电池多用锂离子电池，其性价比和能量密度相比其他电池更占优势。但锂离子电池很容易发生电池内部短路从而导致自燃。一节电池是由正极和负极组成，电池内部通过隔膜做到正负极之间的绝缘，电解质起到锂离子的传导作用。如果隔膜损坏就会正负极短路，会持续放热，热量积聚会加剧分解电池内部的所有结构，放出更多的热，最后导致自燃，一节电池自燃又会热扩散给周边电池，一传十，十传百。而电解液本身是易燃溶剂，极易燃烧，这就是锂电池起火后会迅猛发展的原因，同时电池分解产生可燃气体和氧气，也会加剧燃烧。徐州联安消防科技工程有限公司专注于消防领域的研究及应用，通过大量实验研究和终端客户沟通，我司以“早发现、早处置”为原则，提倡对储能舱内锂电池热失控初级阶段及时预警和准确抑制处理，在抑制火灾的情况下，将电化学储能舱火灾造成的损失尽可能减小。灭火方面，电化学储能舱灭火系统采用锂离子电池储能系统自动灭火装置，装置采用全氟己酮为灭火介质，能够有效灭火、降温及长达24小时的复燃抑制。
三、储能“大时代”:全球现状、市场分析与未来趋势
储能行业的“大时代”已经到来，全球储能市场正迅速发展，其规模和增长速度都极为显著。从全球范围来看，储能累计装机规模在2021年底达到了209.4GW，较上一年增长了9.6%，当年新增装机量更是高达18.3GW，同比增幅达到了惊人的181.5%。这标志着储能技术在能源转型中的重要性日益凸显，成为了推动电力系统创新的关键力量。在全球储能技术的版图中，电化学储能正在快速崛起。从2017年的3.0GW增长至2021年的24.5GW，占比从1.796上升到了11.7%，预计到2025年，其装机规模有望达到148GW，占比将达到约40%。中国储能市场增速高于全球平均水平，到2025年底，电化学储能累计装机规模将达到70GW，年均复合增长率将达到88.9%。电化学储能的占比近90%，在政策的推动下，中国储能市场迎来了快速发展的机遇。全球储能市场的增长动力主要来自中美欧三大经济体。2021年，这三大经济体的新型储能新增装机量合计占比高达80%。美国市场在IRA法案的推动下，电化学储能预计将持续增长，至2025年装机规模有望超过75GW。欧洲市场规模也有望达到40GW，其中电化学储能的占比领先。从国内储能市场看，中国储能市场规模增速高于全球平均水平，预计到2025年底，电化学储能累计装机规模将达到70GW，年均复合增长率可达88.9%。电化学储能的占比接近90%，电源侧新能源配储政策的推动，为中国储能市场的发展提供了广阔空间。中国储能产业的核心环节正在逐步明确，电芯、储能变流器（PCS）、系统集成、储能温控与消防等环节均展现出强盛的发展潜力。电芯作为储能产业链的关键，预计到2025年，中国电化学储能电芯产量将达到390GWh，年均复合增长率将高达68.8%。PCS作为储能系统的核心部件，占据储能系统成本约20%，IGBT模块仍需进口，但PCS市场有望快速增长。系统集成环节成为储能行业的关键，高压级联方式能有效提高储能系统效率和寿命，成为行业的主要趋势。储能温控和消防环节是保障储能系统安全运行的重要组成部分，液冷系统在效率和能耗方面表现出色，市场空间预计将达到160亿元。随着峰谷价差的不断扩大，用户侧储能的经济性显著提升，政策要求各省完善峰谷电价机制，进一步提高电价价差。储能行业的商业模式逐渐清楚，独立储能成为大型储能项目的主要发展方向。储能温控与消防环节的标准化提升，需求显著增加，液冷成本较低，渗透率有望提升至45%。在储能消防领域，全氟己酮作为灭火介质新趋势，预计到2025年，国内储能消防市场空间有望达到46.75亿元。长时储能成为储能发展的关键方向，具备提升新能源消纳能力、替代习惯发电方式的潜力。中国在盐洞和废弃矿洞等领域拥有优势，预计到2030年，压缩空气储能装机容量有望达到43.15GW。全钒液流电池作为液流电池技术的代表，已有百MWh级项目涌现，预计2025年新增装机规模将达到2.3GW以上。储能行业正引领电力行业的未来，全球市场规模不断扩大，技术创新与政策支持将持续推动储能行业更上一层楼。随着新型电力系统的演变，储能技术在电力系统灵活性、新能源消纳能力、电网成本降低等方面将发挥关键作用，助力实现碳中和目标。
四、国家能源局在防止电化学储能电站火灾事故的重点要求(2022 版和2023版区...
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