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新型储能“热浪”:25省规划总装机超7300万千瓦
作者:潘秋杏 来源:南方能源观察 发布时间:2023-08-08 14:39:57 阅读次数:1925

新型储能有多热?国家能源局披露,截至2023年6月底,全国已建成投运新型储能项目累计装机规模超过1733万千瓦/3580万千瓦时,平均储能时长2.1小时。1—6月,新投运装机规模约863万千瓦/1772万千瓦时,相当于此前历年累计装机规模总和。

快速增长的装机规模背后是各地规划发展新型储能的热情。2023年以来,广西、河南、广东、江苏、宁夏、天津6省(区、市)发布了新型储能发展专项政策。《南方能源观察》(以下简称“eo”)初步统计,截至目前,已经有25个省(区、市)公布了2025年的新型储能建设目标,规划装机规模总计达到7340万千瓦,是2022年投运规模的8倍多。截至2022年底,全国新型储能累计装机规模达到870万千瓦。

12个省(区、市)出台专项规划及指导意见

2022年3月,国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方案》,明确了新型储能的发展目标和重点任务。此后,国家能源局还出台了《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》《新能源基地送电配置新型储能规划技术导则》等文件,促进和规范新型储能的发展。

为加快推进新型储能规模化应用,2022年,河北、浙江、安徽、山西、山东等省率先发布了新型储能专项发展规划和实施方案。根据eo不完全统计,当前共有25省(区、市)提出了2025年的发展装机目标,规划规模超7300万千瓦。其中,12个省(区、市)出台了储能发展指导意见和专项规划。

西北是新能源发展的重点地区,规划建设的新型储能规模也较大。国家能源局的数据显示,截至2023年6月底,宁夏新型储能累计装机规模197万千瓦/391万千瓦时、内蒙古165万千瓦/329万千瓦时、新疆122万千瓦/313万千瓦时。青海、甘肃规划到2025年装机规模达到600万千瓦;内蒙古、宁夏规划到2025年,装机规模达到500万千瓦以上。

表1:25个省(区、市)“十四五”新型储能装机目标

eo记者根据公开信息整理

此外,eo注意到,2023年来,一些省区还上调了新型储能装机目标。广东、广西将2025年装机目标从200万千瓦上调至300万千瓦,天津将2025年装机目标从50万千瓦上调到100万千瓦,河南将2025年装机目标从220万千瓦上调到500万千瓦以上。

布局侧重点各不相同

从各省(区、市)发布的储能规划来看,各地布局侧重点各有不同。

安徽、宁夏、河北、河南等省(区)更侧重电源侧储能发展。

安徽、宁夏提出,加快发展电源侧新型储能,重点支持电网侧储能建设,灵活开展用户侧储能建设;河北提出,加快推进电源侧储能项目建设,加强电网侧储能设施建设,引导用户侧储能灵活发展,加快推动源网荷储融合建设;河南提出到2025年新能源项目配套储能规模达到470万千瓦以上,占总规划规模的94%。

电源侧储能主要布置在新能源配储和火储联合调频两大方向上,其中新能源配储是电源侧储能主要应用场景。中国电力企业联合会(以下简称“中电联”)统计数据显示,截至2022年年底,国内电源侧储能电站在建211座、装机750万千瓦/2127万千瓦时,累计投运263座、装机397万千瓦/680万千瓦时,其中新能源配储电站累计投运总容量占电源侧比例超过80%。

江苏把电网侧储能放在首位。

7月中旬,江苏省发展改革委印发《关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施》,提出到2027年,全省新型储能项目规模达到500万千瓦左右,重点发展电网侧储能,到2027年,电网侧储能规模达到350万千瓦左右(占总规模的70%),用户侧储能规模达到100万千瓦,电源侧储能达到50万千瓦。

中电联电动交通与储能分会微信公众号发布的文章指出,随着新型电力系统建设逐步加快,受极端天气及新能源装机比例逐渐提高的影响,考虑电网安全稳定运行的实际需要,电网侧储能由于其电网互动友好性以及相对清晰的商业模式,在政策和市场中得到了较多的关注,发展前景较为广阔。

相比电源侧和电网侧,用户侧储能占比相对较低。中电联数据显示,截至2022年底,全国电源侧、电网侧、用户侧储能累计投运总量占比分别为48.4%、38.72%、12.88%。

不过,由于峰谷价差拉大、时段优化,用户侧储能越来越受关注。据中关村储能产业技术联盟不完全统计,仅2023年6月份,全国共备案了250多个用户侧储能项目,规模合计270万千瓦时,其中,江苏、浙江和广东三地项目数量占比达到81%。

中电联电动交通与储能分会指出,峰谷套利是目前用户侧储能尤其是工商业配储最主要的盈利方式,但是主要适用在峰谷差价比较大的省份。此外,用户侧储能参与电力辅助服务准入要求、参与方式、补偿标准等相关机制尚不健全,盈利模式仍待完善。

补贴+市场,探索完善商业模式

投资补贴方面,浙江诸暨规定按每千瓦时200元给予储能设施投资单位一次性补贴。重庆铜梁区提出对配建储能的新能源发电企业、电网侧独立储能电站,每年按照新型储能设备投资额的5%给予补贴,连续补贴4年。

新疆、江苏、广东、安徽、湖南等地根据放电量对储能项目进行补贴,补贴标准在0.2—0.5元/千瓦时之间。其中,新疆、江苏还规定补贴的标准将逐年退坡。广东东莞、深圳,安徽合肥对同一项目的补贴设置了上限,最高不超过300万元。内蒙古则规定按放电量计算,设置补偿费用的上限为0.35元/千瓦时。

浙江温州针对纳入省级示范的储能项目给予3年的(按200元、180元、170元/千瓦·年退坡)容量补贴。

需求响应补贴方面,重庆两江区提出针对用户侧储能项目,根据项目实施前后用户企业用电尖峰负荷实际削减量给予补助。

表2:部分地区储能补贴政策

eo记者根据公开信息整理

除了上述补贴政策,多个省(区)还制订了储能参与电力辅助服务市场的调峰补偿标准。其中,宁夏给予的调峰补偿价格较高,示范项目调峰补偿0.8元/千瓦时;湖南、青海、新疆等地区给予的储能调峰补偿价格在0.5元/千瓦时左右;山东、河南、广西等地给予的储能调峰补偿价格在0.2—0.4元/千瓦时。

山东、甘肃、广东等也在探索储能通过电力现货市场来获得收益。

2022年8月,山东省发展改革委、山东省能源局、国家能源局山东监管办公室联合印发的《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》明确,示范项目作为独立储能可参与电力现货市场。

2022年,甘肃把新型储能参与现货写入规则。2020年并网的中能布隆吉电站(60兆瓦/240兆瓦时)目前已参与到电力现货市场交易。

3月30日,广东省能源局、国家能源局南方监管局联合印发《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》,明确独立储能电站可作为独立主体参与电力中长期、现货和辅助服务市场交易。

表3:部分省(区)储能调峰补偿政策

eo记者根据公开信息整理

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