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正式进入“十四五” 储能喜迎发展新格局

日期:2021-02-18    来源:中关村储能产业技术联盟

国际新能源网

2021
02/18
13:49
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关键词: 储能技术 储能价格 储能产业 新能源配置储能

无论从创新产业发展角度看,还是储能技术应用价值角度看,储能于我国经济社会发展和能源结构调整的价值不容忽视。过去一年,国家对储能产业化发展进程高度关注,且正在谋划政策以支持储能产业发展和技术应用。进入“十四五”发展新阶段,配合新能源规模化开发和利用,储能迎来了新的发展机遇与挑战。

继大连、邯郸、宜春、毕节、江苏等地落实储能发展指导意见后,新年伊始,宁夏推出《关于加快促进自治区储能健康有序发展的指导意见(征求意见稿)》,将宁夏归入鼓励“新能源+储能”配置省份名单,明确提出“10%,2小时”的储能配置要求,且新增项目储能设施要与新能源项目同步投运,存量项目要在2021年底前完成储能设施投运。“健康有序发展”是“十四五”储能发展的核心,鼓励和强制要求新能源配置储能还需兼顾经济性,“鼓励储能以独立身份参与市场交易,将电储能交易纳入现行宁夏电力辅助服务市场运营规则”可以扫清储能参与市场阻力,规范交易品种和明确价格机制成为储能实现商业化应用的关键。

同一时间,青海印发《关于印发支持储能产业发展若干措施(试行)的通知》,成为首个落实集中式新能源+储能价格补偿的省份,且在降电价大趋势下,青海创新利用输配电价降价预留资金支持储能技术应用,自发自储设施所发售的省内电网电量可获每千瓦时0.10元运营补贴,持续时间两年。除再次提出“新能源+储能”配置要求外,还首次提出“水电+新能源+储能”协同发展模式,明确各能源形式配置比例。政策保证了储能系统的最低利用小时数即充放电次数,且储能系统可按照新能源结算基价执行。面对增加的消纳压力,储能储存平价光伏电能并在其他时段释放实际增加了新能源发电量,而随着新能源平价上网,按基价结算的储能可获得一定的价差收益。但在现有储能成本下,储能投资回报并无优势,需要综合考虑一体化项目的整体投资收益。对独立储能项目来说,仅靠消纳收益和价格补偿的项目投资还存风险,且需要明确储能双边协商和集中竞价模式下,所获增发电量分成、充电运营补偿与发电电量结算的关系。

1月,湖南、蒙西、山东也再次修订了辅助服务市场规则,湖南将储能深度调峰补偿标准由征求意见稿中的200元/MWh调回500元/MWh;蒙西在补偿结算中对K值做开根号处理并调整归一化调节系数,且设置调节速率上限;山东将AGC出清价最高上限调整至6元/MW。在电力市场长效机制未建立前,储能参与市场增加了资金支付风险,但频繁变动的规则又给储能投资制造了风险, 储能的商业化发展急需一个稳定、长效的市场机制予以支撑。

目前,在“十四五”规划布局中,已有近二十个省市在规划意见中提及支持储能发展。今年1月,江苏省能源局印发《江苏省“十四五”可再生能源发展专项规划(征求意见稿)》,正式提出利用储能技术助力可再生能源发电方式创新转型。《内蒙古自治区可再生能源电力消纳保障实施方案》再次认可了储能对新能源规模化开发和利用的关键价值,内蒙古地区也在陆续开展新能源产业规划和储能发展规划编制工作。过去五年,“储能”已成为国家能源发展规划和能源政策中的必提词汇,“十四五”亦然如此。技术进步、产业发展、融合应用将是“十四五”我国储能发展主题,而储能促进新能源利用的价值权重有望得到提高。

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