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新能源配储规划技术导则征求意见

科创板日报 发布时间:2023-02-22 13:04:16

  《新能源基地跨省区送电配置新型储能规划技术导则》(征求意见稿)日前发布。

  这一文件明确了确定储能配比的部分重要原则,也已提出评价中需考虑的关键参数。另有行业垂直媒体指出,这是国家层面出台的首份指导新能源储能配置规模的规划技术导则。

意见稿针对“新型储能”给出了明确的概念界定:

  为除抽水蓄能外以输出电力为主要形式,并对外提供服务的储能项目。包括但不限于电化学储能、空气压缩储能、重力储能、抽汽蓄热储能等。

  在配置容量分析中,意见稿提出,新能源基地送电配置新型储能的容量应该以需求为导向,充分考虑通道送电曲线及输电电价竞争力约束,通过多方案比选优化配置方案。

  同时明确,新能源基地送电配置新型储能主要用于调峰和提高基地送电可靠性,根据调度运行需要可考虑用于为系统调频、作为事故备用等功能。

  而配置的新型储能电站“应考虑布局在输电通道送端”。受端电网具备条件的情况下,可进一步优化送端储能配置。电站主要分为分散布置与集中布置两种类型,其中前者主要考虑新能源场站或新能源汇集站,后者主要配置在枢纽变电站或外送通道换流站。

  另外,文件指出,今后输电通道可考虑采用柔性直流方案外送纯新能源,则调峰压力全部转移到受端,可考虑在受端建设调峰电源或储能设施,实现通道受入电量与本地负荷的实时匹配。

  意见稿也对储能配置规模计算、配置比例、新能源基地送电配置的新型储能技术经济性、财务分析等方面作出相关规定。

  值得一提的是,国家能源局2月13日在官网回复称,目前会同市场监管总局编制新型储能标准体系建设指南,加快推进新型储能标准体系建设,推动储能电池、储能系统等涉安全强制性标准研制。下一步,还将积极会同有关部门完善新型储能支持政策,并加强与川渝等地能源主管部门沟通,指导各地加强新型储能规划布局和调度运用,积极开展试点示范,完善配套政策机制,强化产学研用协同,推动全产业链协调发展。

电力系统向“源网荷储互动”升级

  “十四五”期间,我国大型风光基地建设提速,新能源并网消纳及跨区电力输送问题亟待解决。

  国家能源局市场监管司副司长赵学顺上周也表示,将加快引导电储能、工商业负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等新业态参与系统调节,发挥现有试点的示范效应,推动电力系统由“源随荷动”向“源网荷储互动”升级。

  储能的重要性进一步得到凸显。全国所有省(区、市及新疆生产建设兵团)均已不同程度开展新型储能发展政策研究,多地通过开展省级试点示范、制定补贴政策等方式大力推动新型储能发展。

  数据显示,截至2022年底,我国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦,平均储能时长约2.1小时,比2021年底增长110%以上。

  广发证券指出,短期来看,由于建设速度快和缺电力(缺顶峰能力)问题扩大化,峰谷价差进一步拉大,2023年电化学储能有望迎来加速增长;2024年后需要与火电灵活性改造竞争配置。长期来看,电化学储能在调频、调峰、备用场景具有不同价值,应关注电力市场建设进展,若能够对电化学储能在不同场景下的不同价值充分定价,其经济性优势有望更早体现。

  另外,还有分析师补充称,在电力输送方面,特高压成为电网投资重点方向,2023-2024年有望迎来新一轮特高压核准和建设高峰。同时,新型电力系统“源网荷储”协同发展下,建议关注微电网投资机会。


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