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新型储能如何持续“引光驭风”

2024-07-01 22:06:52 来源:中国城市报记者 康克佳

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储能新型储能

  在“双碳”目标引领下,我国能源绿色低碳转型正加速推进。

  在不久前结束的世界经济论坛第十五届新领军者年会(又称“夏季达沃斯论坛”)上,关于我国新能源发展的话题不断被提及。“由资源依赖性向技术主导性转变,是未来全球能源发展势不可挡的趋势”“技术主导将让没有资源的国家也享受到新能源发展红利”“更重要的是全球合作”……与会嘉宾围绕创新、循环、绿色,对全球能源发展进行了展望。

  “我们希望在共同应对气候挑战这个话题上面,和全球的合作伙伴共同探讨光伏储能新能源如何进一步发挥作用。”在天合光能股份有限公司董事高海纯看来,构建稳定安全的能源体系,提供绿色能源解决方案,是未来全球能源转型的目标。

  在此背景下,储能项目作为新能源发展的必备基础设施,风头正劲。

  储能发展进入快车道

  风电、光伏装机量不断增多,不仅让我国能源绿色低碳转型的步伐加速,也让新型储能发展乘上了东风。

  中国城市报记者了解到,2020年—2022年,我国新型储能装机规模平均年增速达到136.3%。2023年,新增投运装机规模同比增长超过260%,近10倍于“十三五”末装机规模。国家能源局日前发布的最新数据显示,截至今年一季度末,全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3530万千瓦/7768万千瓦时,较去年一季度末增长超210%。

  “储能之所以能够快速发展,与风、光资源的不可控性有着必然联系。”一位业内人士告诉中国城市报记者,由于风光资源出力的不可控性,新能源大幅并网对电力系统的稳定性带来了极大挑战。为了保障新能源的合理消纳,储能在促进新能源消纳的过程中扮演着重要角色。

  “点燃储能发展热情的其实就是风电和光伏企业。”长期从事光伏项目投资的卢洋告诉中国城市报记者,储能行业的“春天”开始于2020年,当时不少省份出台文件要求大型光伏电站按一定比例配置储能电站。“由于各地政策不同,光伏与储能的装机量比例在20:1到5:1之间。按照当时集中式光伏电站新增装机量约33吉瓦计算,就带动了7吉瓦的储能电站业务。要知道在2019年全球的储能电站新增装机量不超过1吉瓦。”卢洋说。

  2024年,新型储能首次被写入《政府工作报告》。作为新型电力系统的压舱石,其正随着新能源渗透率的不断提高而变得愈发重要。

  “随着新能源快速发展,电力系统对调节能力提出更大需求。为了提升新型储能利用率,发挥新型储能调节作用,国家能源局坚持‘问题导向、系统观念’,细化政策措施,印发了《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》,旨在规范新型储能并网接入,推动新型储能高效调度运用,对电网企业、电力调度机构、新型储能项目单位提出了具体要求。”国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦说。

  多地探索新型储能

  近年来,新型储能建设呈现爆发式、规模化发展态势。中国城市报记者梳理资料发现,超过20个省份发布5%—20%、2—4小时新能源配储要求,其中河北、湖北、安徽、天津、甘肃等地提高了配置比例,贵州、甘肃等地提升了配置时长,浙江、河南、河北、广西、山东、湖南等地提出了分布式配储要求。

  截至2023年底,全国已有26个省份制定2025年新型储能装机目标,总规模达81吉瓦。这一数字远超国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》所制定的“2025年实现30吉瓦装机”目标。

  在市场和政策的双重鼓励下,不少省份开始在新型储能装机量上发力。

  2024年广东省《政府工作报告》中提到,2023年广东省出台推动新型储能产业发展系列政策,组建全国唯一的国家地方共建新型储能创新中心,新型储能在建项目100个、总投资2290亿元;肇庆宁德时代二阶段工程等项目动工建设,佛山宝塘新型储能电站建成投运,是我国一次性建成最大的电网侧独立储能电站;新型储能电站装机规模突破160万千瓦,广东省成为全国储能电池产业配套最全的地区。

  作为传统能源大省,山东省在2024年全省能源工作会议上表示,2023年能源发展内生动力更加强劲,推动一批能源新技术、新模式、新业态蓬勃兴起,特别是新型储能发展走在前列,规模达到375万千瓦,稳居全国首位。

  日前,国家能源局山西能监办发布《关于完善山西电力辅助服务市场有关事项的通知》,鼓励独立储能参与二次调频市场,对二次调频性能指标计算方法、用户侧削峰填谷、差额资金分配、补偿原则等内容进行明确和细化,要求调度机构加快独立储能参与二次调频技术系统建设,确保今年7月底前启动结算运行。

  作为电力外输大省,山西省率先出台电力现货市场辅助服务相关规则,鼓励独立储能参与二次调频市场。这意味着山西独立储能电站可形成电力现货市场+辅助服务(一次调频、二次调频)的盈利模式,提升储能项目盈利能力,为储能市场探索提供新的经验。

  新型储能领域仍是蓝海

  尽管新型储能发展迅速,但利用率较低、盈利模式不成熟,是当前阻碍新型储能规模化发展的“绊脚石”。

  为了应对利用率较低的问题,有业内人士建议主管部门出台专项政策,“源网荷储”项目按需优化配置储能,源储项目根据调峰、调频、消纳需求配置储能,电网侧项目在卡口区域根据重过载情况配置共享储能,用户侧项目根据经济性配置多元化储能,各要素一体规划、同步投运。

  而在盈利模式方面,价格机制是储能盈利的关键。“储能的市场模式没有完全建立,项目机制均未明确,无法通过市场化方式进行成本疏导。”一位业内人士表示,随着我国电力市场改革的持续深入,需要逐步形成适宜各类调节资源公平竞争的价格机制和市场机制。

  “市场规则是储能形成可持续商业模式的根本。结合新型储能参与市场运行实际,进一步完善其参与现货、辅助服务市场机制,研究新型储能参与现货、二次调频市场机制,丰富新型储能商业化盈利渠道,以市场化机制引导新型储能产业可持续健康发展。”上述业内人士说。

  “在经历了发展大年之后,行业估值处于历史低位。无论从时间还是空间来看,都已经进入最后下跌阶段。目前储能领域已经‘利空出尽’,加之海外市场光伏装机超预期增长,发展中国家储能需求才刚刚崛起,新的市场有待开发,新能源全面进入电力市场交易而激活储能更大的需求,增量潜力巨大,未来有望否极泰来,实现反转。”中关村储能产业技术联盟秘书长刘为说。

  新型储能将如何发展?边广琦介绍说:“下一步,国家能源局将会同有关单位做好示范项目跟踪,充分发挥示范项目示范带动效应,并对有关单位提出具体要求。各省级能源主管部门要加强试点示范项目管理,持续跟踪项目建设进度,严控施工质量,保障示范项目安全有序实施。加大示范项目专项政策研究与支持力度,协调解决项目面临的问题,及时总结示范项目取得的先进经验,确保试点示范工作取得预期效果。示范项目单位要加大资金投入保障,确保示范项目按期投产;同时要严格按照申报方案实施,遵守新型储能项目管理相关制度,扎实推进项目建设,加强系统运行维护,及时编写示范项目验收报告,并定期通过全国新型储能大数据平台报送项目建设运行等工作情况。”

  ■中国城市报记者 康克佳《 中国城市报 》( 2024年07月01日 第12 版)

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