新能源储能篇

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。. 什么是储能?”陈海生说，储能就像是“充电宝”，可以把风电、光伏等新能源富余的电能储存起来，在用电高峰时放电。 “这样既能促进大规模风电、光伏等新能源的开发消纳，也能为电力系统运行提供调峰调频等辅助服务，提高电力系统的灵活性。 ”他说。 储能分为传统储能和新型储能。 传统储能主要包括抽水蓄能，新型储能包括锂离子电池、液流电池、压缩空气储能、飞轮储能等。 陈海生告诉记者，相比传统储能，新型储能具有建设周期短、选址灵活、调节能力强、响应快速等特点。. 新型储能技术如何实现更高效、更智能的能源储存和利用?随着技术的不断进步，储能系统的建设和运营成本也将逐渐降低，更好支撑新型能源体系建设。 “新型储能技术还将与人工智能、大数据、云计算等深度融合，实现更高效、更智能的能源储存和利用。 ”李泓说。. 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。. 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。. 新型储能如何参与电力市场?新型储能可作为独立储能参与电力市场。 鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场,加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰,充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务,建立电网侧储能价格机制等。 完善调峰调频电源补偿机制,加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能和太阳能热发电项目建设力度,推动新型储能快速发展。 研究储能成本回收机制。 到2025 年,新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段,具备大规模商业化应用条件。 其中,电化学储能技术性能进一步 提升,系统成本降低到2030 年,新型储能全面市场化发展。 30%以上。 将电化学储能、压缩空气储能、飞轮等新型储能纳入并网主体管理。 鼓励新型储能、可调节负荷等并网主体参与电力辅助服务。 深化电力体制改革,加快构建全国统一电力市场体系。