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各省规划新型储能目标合计超6000万千瓦 重点支持电源侧配储能

【各省规划新型储能目标合计超6000万千瓦 重点支持电源侧配储能】中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示,各省规划的新型储能发展目标合计超过6000万千瓦,是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的2025年达到3000万千瓦目标的两倍。

11月10日消息,据中电联发布的《新能源参与电力市场相关问题研究报告》,从市场类型来看,新能源参与的市场主要包括电力市场、绿电市场、绿证市场、碳市场以及综合能源服务等新业态;从是否参与市场交易角度看,新能源占比低的地区以“保量保价”收购为主,执行批复电价,新能源占比较高的地区以“保障性消纳+市场化交易”结合方式消纳新能源;从参与市场的程度来看,2021年新能源总体参与市场的比例为30%左右,各省新能源市场化上网电量比例在15%-65%不等;从市场范围和市场形态来看,新能源参与了包括省间及省内的中长期市场、现货市场、辅助服务市场等,交易品种有电力直接交易、自备电厂替代交易、发电权交易、合同转让交易、绿电交易等。

新能源参与市场面临如下问题和挑战:一是新能源绿色价值没有充分体现,不利于能源绿色转型;二是新能源参与市场电价水平偏低,不利于行业健康可持续发展;三是灵活性调节价值没有合理传导,不利于系统安全运行。

中电联建议:一是完善体现新能源绿色价值的政策体系,在过渡期采用“市场交易+溢价补贴”模式,尽快建立“强制配额制+绿证交易”制度,同步探索“电-证-碳”机制衔接;二是建立适应新能源特性的市场机制,优化新能源市场交易和合约调整机制,建立政府授权的中长期差价合约机制,完善新能源参与跨省跨区交易机制,建立集中式新能源联营参与市场的机制;三是建立支撑新能源发展的引导机制和手段,发挥市场配置资源的作用,激发调节潜力,改进新能源功率预测机制,完善支撑手段。

此外,中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示,截至2021年底,全国储能装机规模达到4266万千瓦,其中新型储能装机626.8万千瓦,同比增长56.4%。各省规划的新型储能发展目标合计超过6000万千瓦,是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的2025年达到3000万千瓦目标的两倍。其中,电源侧配储能是各个省份重点支持方向,近期逐步加大了独立储能发展要求。

《新能源配储能运行情况调研报告》表明,从各区域储能应用场景分布看,华北、西北区域以新能源配储能为主,华东区域新能源配储能、电网侧储能与用户侧储能应用分布较为均衡,南方区域以火电厂配储能为主;从储能运行策略看,新能源配储至多弃电期间一天一充一放运行,个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况;从储能等效利用系数看,华北、西北区域的新能源配储等效利用系数高于其他区域;从储能项目造价和商业模式看,储能项目造价大多在1500—3000元/kWh之间,项目间由于边界条件不同造价差异较大。新能源配置储能具有多元价值,商业模式不尽相同、地区差异性较大。但从实际情况看,大部分储能项目的盈利水平不高。

新能源配储能存在的主要问题:一是新能源配储能利用率低;二是新能源配储能规模、型式没有进行科学论证;三是新型储能成本较高,缺乏疏导渠道;四是新型储能商业模式、电价机制有待进一步完善;五是新型储能安全管理仍需加强;六是新型储能运维难度大。

中电联建议,一是优化储能配置和调运方式,提升储能利用水平,因地制宜配置储能规模和型式;二是加大科技创新与运维管理,提升储能安全水平;三是完善市场机制,促进储能产业发展,健全新型储能电站参与电力市场规则。

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