重磅！首个新能源配置新型储能规划技术导则意见稿出炉

近日，由国家能源局牵头的《新能源基地跨省区送电配置新型储能规划技术导则》（征求意见稿）（以下简称《征求意见稿》）发布。

 

 

意见稿针对“新型储能”给出了明确的概念界定：为除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目。包括但不限于电化学储能、空气压缩储能、重力储能、抽汽蓄热储能等。

 

该文件提出，新能源基地送电配置新型储能主要用于调峰和提高基地送电可靠性，根据调度运行需要可考虑用于为系统调频、作为事故备用等功能。新能源基地送电配置的新型储能电站应考虑主要布局在输电通道送端。受端电网具备条件的情况下，可进一步优化送端储能配置。

 

按照布局及作用不同分为集中布置新型储能电站与分散布置新型储能电站。分散布分散布置新型储能电站可考虑在新能源场站或新能源汇集站布置。主要作用为平抑新能源出力波动，减少新能源弃电。分散布置新型储能电站配置，应满足新能源基地外送曲线的要求。集中布置新型储能电站主要配置在枢纽变电站或外送通道换流站。

 

新能源基地送电配套的新型储能规模应在综合考虑配套支撑电源的调峰能力和其他调控手段基础上，以国家对外送输电通道提出的可再生能源电量比例、新能源利用率等技术指标要求为约束开展计算分析。

 

生产模拟测算中，通道配套支撑性电源或调节电源最小技术出力应按设计值考虑，支撑性煤电原则上应不高于30%额定功率；支撑性气电原则上没有最小技术出力限制；支撑性水电要结合水电丰枯期出力特性统筹确定水电的最小技术出力；抽水蓄能原则上没有最小技术出力限制，可实现200%的调峰能力。

 

新型储能方案经济比较应在技术方案优选基础上进行，方案经济比较应统筹考虑送电通道配套电源、储能、汇集及外送线路的经济性，综合评估新型储能规划方案的经济性，对各备选方案进行经济分析和效果评价，为新能源基地送电方案的优选及投资决策提供依据。

 

 

“十四五”期间，我国大型风光基地建设提速，新能源并网消纳及跨区电力输送问题亟待解决。

 

国家能源局2月13日在官网回复称，目前会同市场监管总局编制新型储能标准体系建设指南，加快推进新型储能标准体系建设，推动储能电池、储能系统等涉安全强制性标准研制。下一步，还将积极会同有关部门完善新型储能支持政策，并加强与川渝等地能源主管部门沟通，指导各地加强新型储能规划布局和调度运用，积极开展试点示范，完善配套政策机制，强化产学研用协同，推动全产业链协调发展。

 

国家能源局市场监管司副司长赵学顺上周也表示，将加快引导电储能、工商业负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等新业态参与系统调节，发挥现有试点的示范效应，推动电力系统由“源随荷动”向“源网荷储互动”升级。

 

储能的重要性进一步得到凸显。全国所有省（区、市及新疆生产建设兵团）均已不同程度开展新型储能发展政策研究，多地通过开展省级试点示范、制定补贴政策等方式大力推动新型储能发展。

 

数据显示，截至2022年底，我国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，平均储能时长约2.1小时，比2021年底增长110%以上。