新能源和储能计划的关系

新能源侧的储能配置有哪些阶段性成果?新能源侧的储能配置是以涵盖新能源机组、电站、基地、新能源高比例接入省级电网或区域电网为应用背景,面向特定应用场景,以“ 新能源+储能”达到特定的技术指标或技术经济综合指标为应用目标,在明确储能系统的控制策略或运行边界下,开展的储能系统容量优化配置工作。 目前,国内外在新能源侧储能配置领域已获得许多有价值的阶段性成果。 储能配置主要明确应用场景、技术需求分析、应用模式、各应用模式下的技术性目标和经济性目标、技术类型、储能系统的控制策略或运行边界、优化配置模型及求解,最后通过对储能配置效果进行预评估形成配置工作的闭环。 在技术需求分析阶段,需要基于应用场景的考核要求、业主要求,结合政策环境和电力市场环境考虑储能项目的收益途径,并收集能够描述储能应用场景的历史运行数据或规划数据。. 如何保证新能源储能配置结果的工程适用性?新能源侧储能配置需要兼顾单个或多个应用场景下的技术指标和经济指标,需要考虑新能源出力特征及时空互补特性,考虑不同储能技术的动态响应特性及互补特性,有的场景还需要涵盖新能源预测误差、调度计划不确定性等多重不确定因素。 如何保证储能配置结果的工程适用性,是一个涵盖多时间尺度多目标多约束的复杂问题。 多种规划理论、方法被用于新能源领域的储标配置。. 新能源配储发展的主要驱动因素是什么?由于新能源配储成本高、 收益渠道单一、利用效率低等因素制约了新能源发电侧配储项目的发展, 政策仍是当前新能源配储发展的主要驱动因素。 新能源并网成为发电侧电化学储能主要应用场景, 但总投资成本较高。 多省出台政策, 要求新能源场站进行配储, 配置储能比例为5%-20%,配置小时大多在2 小时。 但储能电站建设会加大项目初始投资成本,一座光伏电站配建装机量20%、 时长2 小时的储能项目, 其初始投资将增加8%-10%;而风电场配建同样容量的储能项目, 其初始投资成本将增加15%-20%。当前新能源企业配储成本主要由企业自身承担, 叠加锂矿等上游成本上涨,给企业带来较大压力。 发电侧储能收益由减少“ 弃风弃光”电量增加电费收入和减少的考核费用等构成, 但目前经济性仍不显著。. 新能源配储成本高吗?目前新能源配储成本高, 且使用不足。 根据中电联调研,不同应用场景储能项目配置时长相差较大, 新能源侧储能配置时长为1.6h,高于火储的0.6h, 低于电网侧储能的2.3h、 用户侧储能的5.3h。新能源配储能运行策略相差较大, 大部分电站采用弃电时一充一放的运行策略,个别项目存在仅部分储能单元被调用、 每月平均充放2 次、 甚至基本不调用的情况。从调查机组的等效利用系数看, 新能源配储的等效利用系数仅为6.1%,低于或远低于火储、 电网侧和用户侧。 电网侧:电网侧储能是指电力系统中能接受电力调度机构统一调度、响应电网灵活性需求、 能发挥全局性、 系统性作用的储能资源。 投资运营模式方面, 电网企业投资意愿仍需进一步加强,现有非独立储能项目面临“ 结算难” 问题。. 国家如何推动新型储能发展?结合“ 十四五”以来国家出台的产业政策来看( 表5), 国家正积极推动到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变, 到2030 年实现全面市场化发展。 此外,政策端始终强调深化电力体制改革, 推动储能参与电力市场交易, 原因是政策支持是重要的初期推动力之一,但中长期内, 中国储能产业需要依靠稳健高效的市场机制建立可持续的盈利模式,实现高质量发展。 明确新型储能独立市场主体地位。 提出完善储能参与各类电力市场的交易机制和技术标准,发挥储能调峰调频、应急备用、容量支撑等多元功能,促进储能在电源侧、电网侧和用户侧多场景应用等。 新型储能可作为独立储能参与电力市场。. 新型储能技术如何实现规模化应用?新型储能技术适用场景各异,聚焦三大降本思路促进规模化应用。在推动新型储能技术规模化应用过程中,应针对不同的应用场景, 匹配满足电网高安全性长寿命、 低成本、 高效率等需求的储能技术,除了电化学储能技术的市场前景值得关注外, 压缩空气储能、 飞轮储能、 氢( 氨) 储能等的商业化潜力同样不容小觑。当前业界主要聚焦三类降本思路,助力以电化学储能为代表的新型储能技术实现规模化应用:一是注重提升电池组循环寿命;二是合理降低供应链成本,例如实现低成本材料替代;三是优化储能冷却和集成方式等技术, 提升储能系统整体效率。 政策引导、 市场机制优化双管齐下, 保障新型储能长期稳定发展。