双碳背景下，中国电力市场正在经历一场前所未有的时代变革，2023年7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》。在我国新型电力系统建设过程中，可再生能源装机规模不断扩大，储能必然有较高配比的需求。随着新型储能技术的突破和各地利好政策的出台，新型储能已经成为当下能源领域备受关注的热点之一。笔者将分析新型储能相关的政策和合规要素，以期为广大新型储能相关的投资企业提供风控建议。

国网能源研究院近日发布的《新型储能发展分析报告2023》中指出，我国新型储能位居全球装机榜首，已处于快速发展通道。根据国家能源局发布的统计数据，截止至2022年底，已经建成投运的新型储能项目装机规模已达到8.7GW，2023年上半年全国新型储能新投运装机规模约8.63GW/17.72GWh。而根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）的统计数据显示，2023年1-11月，我国新型储能新增装机规模高达15.1GW/32.9GWh。

新型储能项目主要指的是除抽水蓄能以外的、以输出电力为主要形式、并对外提供服务的储能项目，主要包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、热能储能等类型，具有建设周期短、调节能力强、选址相对灵活等特点。新型储能技术的发展和新型储能项目的兴起，对于提高能源系统效率、优化各类可再生能源的利用都起到了积极的影响，对新能源发电的可靠性和稳定性作出了贡献。

基于上述特点与优势，新型储能项目其在不同应用场景下都具有一定的盈利能力，主要存在电源侧配置储能、用户侧配置储能和独立储能电站三种常见商业模式。其中，电源侧配置储能主要与风电、光伏等新能源发电项目配套，通过降低弃风弃光率、辅助调峰调频等方式获取收益；用户侧配储则侧重于将储能项目作为应急保障电源，实现新能源接入比例的提升和消纳率的提高；以共享储能为代表的独立储能电站则更为灵活，能够作为独立市场主体直接参与电力市场，主要通过容量租赁、辅助服务、峰谷套利和容量补偿四种盈利模式获取收益。

在政策层面，我国自2022年开始颁布了以下国家层面的相关文件：

1. 2022年5月，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》。这份文件是目前新型储能参与市场和调度运行最为重要的文件，对新型储能在参与市场中关于身份、电价、交易机制、调度运营机制等诸多关键问题作出了明确说明。

2. 2022年6月1日，国家发改委、国家能源局、财政部、自然资源部、生态环境部、住房城乡建设部、农业农村部、中国气象局、国家林业和草原局联合印发了《“十四五”可再生能源发展规划》，明确了新型储能的独立市场主体地位与功能定位，提出了具体、切实、可行的发展目标，并在宏观层面指导各部委及各级地方政府开展储能行业建设工作。

3. 2022年11月25日，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》（以下简称“《现货市场基本规则》”），首次在全国层面提及推进电力现货市场，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。2023年9月，国家发展改革委、国家能源局正式印发了《电力现货市场基本规则》（发改能源规〔2023〕1217号），对新型储能项目参与电力现货市场交易提供了政策支持。电力现货市场的发展，特别是容量补偿规则的完善，使得新型储能项目逐步开始获得“保底收益”，对于提升新型储能收益、拓宽新型储能项目收益渠道提供了强大助力，也使得各大企业发展新型储能技术、开发建设新型储能项目的热情水涨船高。

4. 2023年6月12日，国家能源局发布《发电机组进入及退出商业运营办法》，进一步明确了新型储能进入以及退出商业运营的条件、并网调试运行期上网电量的结算方式方法等内容。

5. 2023年9月21日，国家发展改革委和国家能源局联合发布了《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》。该文件提出，要积极推进新型储能建设，充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，探索储能融合发展新场景，提升电力系统安全保障水平和系统综合效率，将微电网、分布式智能电网、虚拟电厂、电动汽车充电设施、用户侧源网荷储一体化聚合等纳入需求侧响应范围，推动可中断负荷、可控负荷参与稳定控制。

另外，在地方层面，随着河南、广东、山东等省份陆续出台风电、光伏等新能源项目强制配储的政策，新能源配储政策逐渐由最初的鼓励引导变为了并网标配，配储比例也从原先的10%~20%逐步上升至15%~30%，储能时长则从1-2小时逐步抬升至4-5小时。

以广东为例，2023年3月，广东省人民政府办公厅印发《广东省推动新型储能产业高质量发展的指导意见》，提出要坚持问题导向、目标导向，提出了加大新型储能关键技术和装备研发、推动新型储能产业壮大规模提升实力、创新开展新型储能多场景应用，拓展“新能源+储能”引用、推进虚拟电厂建设、提升新型储能产业质量安全管理水平、优化新型储能产业发展政策环境、建立健全新型储能参与电能量和辅助服务市场交易机制、动态调整峰谷电价等具体措施，为新型储能发展创造了空间。2023年5月，广东省发改委及广东省能源局又联合印发了《广东省促进新型储能电站发展若干措施的通知》（粤发改能源函[2023]684号），提出了推进新能源发电配建新型储能、规划引导独立储能合理布局、大力鼓励用户侧储能发展、积极推进虚拟电厂建设、打造“风光储”微电网、推进新型储能参与电力市场等助力新型储能项目规模化有序发展的措施。此外，根据《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》，独立储能电站可以作为独立主体参与电力中长期、现货和辅助服务市场交易，这也为新型储能项目进一步参加电力市场提供了良好条件。

同时，2023年以来，山东、辽宁、湖北、浙江等多个省份都出台或更新了分时电价政策，大量光伏项目大发或高发时段被调整为谷电时。以湖北省为例，在湖北省“征求工商业分时电价机制有关意见的通知”中，平谷电时间为10小时，其中白天谷段时间长达5个小时。分时电价政策对光伏等新能源项目的收益性产生了重大影响，但也为储能项目的进一步推广和发展提供了利好与机遇。

但是，部分地方政策也对储能项目的发展形成了一定的限制。例如，山东省2022年公示的26个电化学储能项目中，仅有不到一半的项目投入商业运行，其余项目则出现了投运但无法转商运、甚至延期并网等问题。这一现象的主要原因在于2022年山东省关于储能项目的容量电费政策调整次数较多，导致新型储能项目投资的不确定性增加；同时受容量电费分时收取的政策影响，山东省电力现货市场充放价差大幅下降，导致新型储能项目的收益能力受到了限制。

目前，新型储能尚处于起步发展的阶段，投资、开发和建设新型储能项目的过程中，投资者可能面临一系列可能影响项目的经济可行性和回报率的风险。

1.项目建设合规手续

根据《新型储能项目管理规范（暂行）》，新型储能项目实行备案管理制度，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、项目总投资额、项目符合产业政策声明等。如果项目法人发生变化，或者项目建设地点、规模、内容发生重大变更，项目单位均应及时向备案机关申请变更。

建设新型储能项目需办理建设用地规划许可证、建设工程规划许可证、施工许可证等行政审批手续，并应根据《电化学储能电站环境影响评价导则》（GB/T 42318-2023）等相关法律法规和技术规范的要求，依法编制环评报告、安全评价报告等技术报告并取得相关批复。

新型储能项目建成后，在正式投产前应依法开展竣工验收工作，并根据当地相关部门和文件的要求开展环境、水土保持、消防验收等专项验收手续，做好工程质量监督工作。

2.电网接入与电力业务资质

《新型储能项目管理规范（暂行）》第十七条规定，电网企业应公平无歧视为新型储能项目提供电网接入服务。但是，储能项目在并网前同样需要配合开展并网调试和验收等工作，并与电网企业签订《并网调度协议》，明确电站的安全调度区间，并在后续运行过程中严格执行。

特别强调，虽然对于储能电站运营是否需要办理电力业务许可证尚缺乏正式、系统的法律、法规或政策依据，但根据国家能源局2023年4月28日回复网站留言的口径，新型储能项目暂不需要取得电力业务许可证，而这一政策也为新型储能项目的投运和发展提供了极大的便利。

3.调度运行监测及安全管理 

《新型储能项目管理规范（暂行）》第二十一条的规定，“项目单位应做好新型储能项目运行状态监测工作，实时监控储能系统运行工况，在项目达到设计寿命或安全运行状况不满足相关技术要求时，应及时组织论证评估和整改工作。经整改后仍不满足相关要求的，项目单位应及时采取项目退役措施，并及时报告原备案机关及其他相关单位”

除上述规定以外，国家相关政策对于储能电站、尤其是共享储能电站的调度运行及安全管理也展露出格外关注。2022年4月26日，国家能源局综合司发布了《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），明确了电化学储能电站安全管理的相关要求，将纳入备案管理的接入10千伏及以上电压等级公用电网的电化学储能电站安全管理纳入企业安全管理体系，落实全员安全生产责任制。

4.电力现货交易与收益 

随着《电力现货市场基本规则》等政策的正式出台和全国各地电力现货市场的发展，参与电力现货市场交易逐渐成为新型储能项目的一大盈利模式。但是，由于电力市场价格、用电需求等均存在波动性和不确定性，电力现货交易所带来的收益也将随之发生变动，难以保证新型储能项目持续、稳定的收益。

此外，在电力现货交易中，包括新型储能项目在内的各类主体都通过市场竞争的方式参与竞价与交易，而这种行业内的竞争也在很大程度上影响这新型储能项目的市场份额和盈利水平。

除电力价格波动及市场交易的竞争性特点以外，相关法律法规的变化、电力交易规则的调整等政策性因素以及技术的革新与改造等因素同样可能对新型储能项目的盈利能力产生影响。例如，在某大型蓄热调峰项目中，某服务公司与某电力项目业主共同签订《调峰辅助服务合同》，约定由服务公司在该电力项目内建设储能项目提供调峰辅助服务，以电网公司调度批复的调峰电量作为双方结算效益分成的依据，并明确上述合作具有排他性。基于项目当地的政策利好，该蓄热调峰项目通过调峰辅助服务市场交易获得了大量经济补偿与收益；但该电力项目业主在项目运营过程中擅自对相关机组设备进行了技术改造，并先行使用了其他改良技术进行调峰，期间导致了储能项目的停运及调峰收益的损失，服务公司据此向人民法院提起诉讼，要求解除《调峰辅助服务合同》，并要求项目业主赔偿调峰辅助服务费损失、投资损失、可得利益损失等共计7亿元损失。根据法院判决，仅有3000万元左右的调峰辅助服务费损失得到了支持；而针对服务公司解除合同的诉求，法院认为此类储能项目在未来仍有可观的发展空间，且目前仍在盈利中，又涉及电力、供热等民生项目，故不宜解除。因此，在考察储能项目的可投资性与经济可行性的过程中，投资者应对储能电站的收益途径、收益波动风险等因素进行审慎考量。

针对上述常见风险，投资者必须进行综合考量与评估，并在投资的过程中及时采取有效措施加以规避，以控制投资新型储能电站的风险，笔者提出以下几点风控建议。

1.投资前开展充分尽职调查：

在投资和开发新型储能项目前，投资者应针对法律、财务、技术等各方面进行详尽的尽职调查，充分了解项目特点、项目所在地区的市场情况、项目所在地区的政策背景、项目所需办理的合规性手续、项目安全管理要求等核心要素，并对调查过程中发现的各项潜在风险进行充分评估，并做好应对措施。

2.设计合同合规管理体系

在投资新型储能项目的过程中，各大主体需要签订投资合同、开发合同、设备采购合同、总承包合同、咨询服务类合同、电力交易合同等各类业务合同，以合同为基础开展各项工作。因此，合同合规管理体系的建立显得尤为重要。

在新型储能项目建设与运营的过程中，容易出现工期延误、工程质量问题、工程款结算等建设工程施工合同纠纷以及设备质量问题、技术标准不达标、到货时间延误等买卖合同纠纷。例如，在深圳某储能项目建设工程施工合同纠纷一案中，项目业主与总承包方某科技公司签署《EPC总承包合同》，合同中对工程质量及标准、设备性能保证要求、试运行验收要求、系统调试责任、误期赔偿等内容进行了明确约定。在项目建设过程中，由于科技公司提供的设备与合同约定不一致，且未能满足合同约定的性能保证及质量要求，导致了系统调试时间的推迟和工期的延误。同时，由于科技公司提供的设备无法满足《EPC总承包合同》中约定的技术标准，项目产生了严重的安全风险，直接导致该项目长时间未能正常通电运营投产，导致项目业主产生了大量工期延误、设备调换与调试以及预期收益的损失。本案中，由于双方在合同中对各类潜在争议的责任分担与违约责任进行了明确的约定，同时项目业主在处理争议的过程中也较为完整的保留了双方来往的函件、邮件等书面证据，法院最终判决科技公司按照合同约定向项目业主承担相应的违约金及损失赔偿责任，并解除上述《EPC总承包合同》。

基于此，笔者建议在签订合同的过程中，投资者应审慎考虑合同条款的设计，尽可能明确各方的权利义务，充分考虑合同履行过程中的违约风险，针对重点事项明确各方责任承担原则及违约责任，在条款中设置违约金、解除权等有效救济手段，并在必要情况下针对收益率不满足要求等情况设计有效的退出机制，充分保障投资的安全性。同时，也建议投资者严格按照合同约定的进度和标准监督合同的履行，保留各类书面记录，以便在产生争议时充分主张己方权利。

3.制定多元投资计划，完善运营与维护规划

在正式投资新型储能项目前，投资者可以对各地区电力市场进行详细分析，了解当地电力市场的价格趋势、需求和竞争情况，预测项目的盈利潜力。投资者也可以考虑将投资分散到不同的储能项目或地区，以降低特定地区或项目特有的风险。此外，确定投资计划后，投资者也可以考虑购买适当的风险保险，以应对自然灾害、技术故障等不可预测的事件。

正式投资新型储能项目后，投资者也需要不断完善运营与维护规划，以应对新型储能项目运营过程中所可能产生的各类技术、运营、安全等风险。投资者应当针对新型储能项目的特点，制定定期检查、维修和替换设备等运营维护规划，以确保项目长期稳定运行。同时，投资者也需要定期评估此类项目的运行状况，及时了解市场和技术变化，根据实际需要进行调整和优化。

在建设我国新型电力系统的道路上，新型储能正在发挥不可忽略的作用，投资热度不断攀升的同时法律风险也将伴随而生，笔者作为专业的新能源律师，正在接受越来越多的新型储能投资并购与合规开发相关的问题，除了以上提到的投资风险以外，我们还要特别提醒投资者，应充分关注并了解新型储能相关的最新政策，以充分评估新型储能项目的建设成本、投资成本和收益潜力，并注意将政策变化带来的潜在风险纳入投资商业模式或交易架构之中考量。

笔者作为碳中和专业律师团队，曾针对新能源、综合能源、储能的投融资并购、争议解决、新能源及储能项目合规与政策解读、发展前景等发表了多篇专业文章，参与服务过超过百起新能源、综合能源投融资并购项目，担任多家能源、电力行业企业的常年法律或合规顾问，代理了多起新能源、电力行业相关的大型诉讼或仲裁案件，提供包括投融资并购、储能、项目开发、建设施工、运维、绿电绿证交易、碳资产开发与管理、ESG与绿色金融、数据合规、争议解决在内的全流程法律、咨询服务。团队成员包括多位资深能源行业律师，能够为能源、电力行业企业提供全方位、多层次的合规及法律服务。