伴随着双碳目标、新型电力系统的提出,新能源需求共振打开了高速增长的空间,但对于如何安全高效利用新能源,还存在诸多挑战和难题。这其中,储能被寄予厚望,得益于时代的机遇,2021年起电化学储能正迎来全新的发展机遇。
为推动储能市场化机制建立,促进我国储能行业健康发展,12月16日,由中国能源研究会储能专委会、中关村储能产业技术联盟、国家电网有限公司西北分部联合主办的第六届“中国储能西部论坛”线上会议准时召开。此次论坛聚焦“高比例可再生能源渗透下辅助服务市场机制建设”,从行业趋势、国家规划、省级实施等多个维度共同探索西部储能的新机制、新技术以及新模式。
十三届全国政协委员,中国能源研究会特邀副理事长陈进行在致辞中表示,实现经济社会的绿色低碳发展,离不开新能源的大规模开发,而新能源的安全高效利用,则需要攻克一系列系统性难题。我国西部地区幅员辽阔,风光资源丰富,拥有我国最大的区域电网,开发大型清洁能源基地条件优越。近年来,在西部大开发战略指引下,我国西部省份聚焦2030年全国风光总装机12亿千瓦目标,全力推动新疆、青海、甘肃、宁夏、内蒙等大型清洁能源基地开发建设,实施大规模“西电东送”。国家和地方相继出台新能源、储能产业协同发展的支持政策,西部储能产业迎来难得的发展机遇。
针对西部地区新能源的发展形势,陈进行就西部储能高质量发展提出四个建议。一坚持规划指导。国家层面推动西部各区域做好前瞻性规划研究,综合考虑电网接纳能力、国家清洁能源利用目标等因素,明确新能源项目、储能项目合理规模和布局,避免资源的无效配置;二是坚持科技先导。把握储能技术发展趋势,积极开展创新型技术研究,开发新材料、信号工艺,力争在容量大、性能优、造价低、寿命长的电化学储能装置上取得新的突破,支撑大比例新能源接入电力系统;三是坚持政策引导。主管部门要积极引导发电企业在新增新能源项目中按一定比例自建、租用和购买储能配额,并给予优先并网、优先消纳支持,辅助服务补偿适当予以倾斜,鼓励积极性;四是坚持市场传导。完善电价形成机制,在现有电力市场运行规则下,将储能配额与新能源配额机制挂钩,逐步向用户侧传导新能源和储能配套成本,形成用户支付“绿电服务”的长效机制。
从国家规划层面,国家能源局科技装备司副司长刘亚芳在致辞中介绍到,“十四五”是贯彻落实“双碳”目标的战略关键期,是我国能源清洁低碳转型、高质量发展的重要窗口期,是储能技术和产业发展的难得机遇期。预计到2021年年底,我国新型储能装机规模将超过400万千瓦。
就目前储能市场的发展情况,刘亚芳表示,储能领域仍然面临着诸多问题,在技术经济性、应用安全性、政策环境和市场机制等方面都有待进一步提升完善。“十四五”是贯彻落实“双碳”目标的战略关键期,是我国能源清洁低碳转型、高质量发展的重要窗口期,是储能技术和产业发展的难得机遇期。接下来需要做好以下四个方面工作。
一是推动新型储能规模化发展。坚持规划引领,优化建设布局,促进新型储能与新型电力系统各环节有机融合、协调发展;二是鼓励新型储能市场化应用。因地制宜探索灵活多样的商业模式,在保障安全的前提下,探索共享储能、云储能、储能聚合、电动汽车储能等新模式;三是加快完善新型储能体制机制。大力推进电力体制改革和电力市场建设,营造公平竞争的市场环境。研究建立新型储能价格机制,促进储能成本合理分摊和疏导;四是积极开展新型储能技术创新。以“揭榜挂帅”等方式开展新型储能技术攻关,推动产学研用各环节有机融合,加快创新成果转化,提升新型储能领域创新能力。
西部地区幅员辽阔、风光资源充裕,一直以来是我国风、光新能源发展的重要地区。作为省级主管部门,陕西省能源也在持续推进新型储能的应用与发展。
陕西能源局新能源处副处长郭廷波详细介绍了陕西省的储能建设方案,从建设流程、运营机制以及建设要求三大方面提出了详细的指导方案,有利的促进了陕西省新型储能产业健康有序发展。
面对新型储能的发展机遇,中关村储能产业技术联盟理事长、中国能源研究会储能专业委员会主任委员,中科院重大科技任务局副局长陈海生坦言得益于国家双碳战略的带动以及新能源为主体的新型电力系统的发展,“新能源+储能”已经成为行业发展的共识。但是若要更好的衡量储能的价值,建立长久的商业模式,还需要从如下几个方面着手工作:
一是应根据以新能源为主体的新型电力系统需要建筑辅助服务的成本疏导机制,适时考虑增加新的辅助服务的品种;二是针对提供保障电网安全的储能资产,要进行系统性的成本和效益的评估,根据评估结果考虑是否将其全面或者部分纳入输配电价;三是应尽快建立能够反映电力商品属性和质量特性的电价机制或市场机制。
在双碳目标的加持下,新能源的快速发展需要储能的配套与支撑,随着各地陆续提出新能源配套储能的相关要求,2022年新型储能的建设规模或将出现倍速增长,但是市场机制不完善、商业模式尚未明确等仍是新型储能发展面临的障碍。
原标题:新型储能:无限风光下的挑战与机遇