多场景下新型储能项目盈利模式分析及成本补偿机制建议

新型储能是构建以新能源为主体的新型电力系统的重要支撑。新型储能的盈利模式与政策、市场机制息息相关,是决定储能能否大规模商业应用的关键。通过调研国内外典型地区新型储能项目的发展背景、配套政策和运营模式,开展多场景下新型储能盈利模式分析和对比研究。国外新能源配储在长期购电协议和税收抵免机制的共同作用下,已有较好的收益;国外现货市场、辅助服务市场比较完善,电网侧独立储能收益来源较丰富,加上一系列补贴政策,电网侧独立储能经济性较好。与国外相比,国内新能源配储、电网侧独立储能都存在收益来源少、收益不稳定、经济性差的问题;国内部分省份用户侧储能短期内收益较好。鉴于此,关于我国新型储能成本补偿机制,建议对电源侧储能准入条件、保障利用小时数、放电量补偿及可参与品种给予政策倾斜;在电网侧独立储能发展初期,出台容量租赁、电价补贴或容量补贴等政策,以促进其成本回收;加快完善需求侧响应电价机制以及虚拟电厂等聚合资源的商业模式,增加用户侧储能收益来源;加快完善电力市场建设,丰富各侧储能可参与的交易品种。     

储能技术发展态势及政策环境分析

储能作为平抑新能源发电、降低大规模新能源接入对电网造成冲击的重要手段,随着我国"双碳"政策的提出以及新型电力系统的指引已经成为一种不可或缺的调节新能源的手段.针对储能行业发展的态势,从储能技术的优势和价值展开论述,从技术层面对电化学储能、物理机械储能和新型储能技术的特点和应用需求进行分析,梳理全国强配储能政策以及储能补...     

蓄势赋能谋发展,勇毅笃行谱新篇——储能国家科技项目十年(2016—2025)总结和展望北大核心CSCD

储能是发展以新能源为主体的新型电力系统,支撑能源革命,实现我国能源结构转型和能源供给安全的关键技术。“十三五”期间,通过国家重点研发计划“智能电网技术与装备”重点专项的支持,取得了一些重大研究成果,支撑了我国储能技术的进步和一批重要示范项目的发展。“十四五”国家将通过“储能与智能电网技术”重点专项进一步支持储能基础科学与关键技术的发展。本工作总结回顾了2016—2020年储能专项取得的主要成果,并介绍了我国“十四五”重点研发计划储能方向的布局安排和主要目标。     

适应大规模新能源消纳的网源协调系统控制优化研究

光伏发电、风电等新能源出力的波动性和随机性会造成发电系统输出功率随机波动,加重电网频率的调节负担,同时大规模新能源接入电力系统,会替代部分常规机组,进一步削弱电网的调频能力。首先阐述了大规模新能源并网后对电力系统频率响应的影响及电力系统对调频的需求,然后从光伏发电、风电等新能源,需求侧资源,储能系统等参与调频以提高电网调频能力方面进行了综述分析。结论表明,光伏发电、风电等新能源参与调频,需求侧资源与适当容量储能合理参与调频市场是提高电网调频能力的有效方法,随着调度技术的日益成熟、储能成本的降低,针对电网调频进行研究将具有更高的实际应用价值。     

我国新型储能发展问题分析与政策建议

新型储能¹是新型电力系统的重要支撑技术。随着技术快速进步和支持政策陆续出台,我国新型储能已逐步在电力辅助服务、用户侧电价管理、新能源消纳以及电网输配电服务等领域得到应用。但当前新型储能成本偏高,其在电力市场中的定价机制与监管方式仍面临争议。本文在梳理我国新型储能政策环境和发展现状的基础上,归纳了新型储能的典型应用场景,分析了新型储能在经济性、电力系统融合模式、季节性调节等方面存在的问题,并从价格机制、监管方式、技术研发方面提出了政策建议。     

我国储能示范工程领域十年(2012—2022)回顾北大核心CSCD

过去十年来,随着新能源大规模接入电网,对电力系统的安全稳定运行带来了挑战。新型储能作为灵活调节资源,可为新能源消纳、电网安全运行与控制能力提升提供支撑。因此,这十年来其技术发展迅猛,已逐步实现了兆瓦级至百兆瓦级不同规模的电站化系统集成与推广应用。在此过程中,大容量集中式储能电站以及分布式储能的广域协同聚合是规模化新型储能系统的两种应用模式。本文主要聚焦规模化新型储能在电源侧和电网侧的应用场景,从工程应用、检测评价、标准制定等三个方面对新型储能的研究进展做了回顾,论述了过去10年来的技术发展规律、阶段性成果以及里程碑事件,剖析了现存问题及其原因等。最后,针对新型储能系统的应用工程、检测评价、标准制定,对其未来重点攻关方向、机遇与挑战等提出了展望,以期为新型储能系统的规模化应用、标准化管理、智能化运行、安全质量提升等提供借鉴。     

“双碳”目标下构建新型电力系统的挑战与对策

以新能源为主体的新型电力系统的概念是在“双碳”目标下,为了适应当前新能源快速发展而提出的。目前对新型电力系统概念还没有统一的定义,但可以肯定,构建新型电力系统是能源绿色低碳发展、实现“双碳”目标的核心,是我国电力行业的发展趋势和方向。与传统电力系统相比,新型电力系统在其主体地位、特征、实现目标等方面都发生了很大变化。目前我国在加快能源清洁低碳转型与现有以煤电为主的电源结构之间存在矛盾,煤电如何发展,是“双碳”目标下需要面对的问题。电网对大量新能源的消纳,新能源的高渗透率对电网的调度、运行带来了风险和挑战。如何发挥储能在新型电力系统中的作用,确保电力供应的“质”和“量”,是电力行业必须面对的又一挑战。针对这些问题,建议今后要清洁高效发展煤电,有序减少煤电份额,准确把握煤电定位;保持新能源发展势头,重视海上风电建设;建设以抽水蓄能电站为主的调峰电站,确保电网的安全稳定运行;集中式和分布式相结合,就地消纳新能源发电;建立“源网荷储”一体化协调发展系统,解决清洁能源消纳过程中电网波动性问题。     

考虑调峰调频双重约束的储能规划方法研究

  目的  在新型电力系统的构建进程中,新能源将保持高速发展态势。风、光等新能源大规模并网,其出力的随机性和波动性将给电力系统安全经济运行带来挑战。新型储能由于其具备快速的响应能力和削峰填谷的功效,再加上成本的逐步下降,未来将是电力系统不可或缺的灵活调节资源。  方法  储能容量规划是电力系统全局性问题,通过分析新能源消纳率和调频充裕度,从系统调峰和调频两个方面,以系统总成本最低为目标提出了省级电网储能规模分析方法。  结果  文章以省级电网实际参数为例,采用时序生产模拟软件分析了电源开机方式,对比了不同储能规模对全社会经济性的影响。  结论  结果表明,合适的储能规模可在提高新能源消纳的同时降低全社会成本,该方法的有效性得到了验证,可为实际应用提供指导。     

基于储能的无功补偿技术综述

基于无功补偿的无功功率实时平衡是电力系统安全稳定运行的重要保障.储能变流器具有四象限运行功能,可同时输出或吸收无功及有功功率,具有调频调压功能.基于储能的无功补偿技术具有响应速度快,连续可调、规模可控等优点,适用于高比例新能源和高电力电子化的新型电力系统.本文基于储能无功补偿原理,介绍了多种拓扑结构储能变流器的无功控制策略、串并联模块化放大以及中高压级联技术等研究进展.按照储能类型和应用场景,综述了储能以及储能混合无功补偿技术的发展进程及趋势,早期储能无功补偿主要采用超导储能、超级电容器及飞轮储能等短时间尺度的储能技术,电池储能技术的发展使其在电网调压、黑启动等无功补偿领域具有应用前景.基于经济性考虑,储能与STATCOM、新能源机组协同运行实现有功无功联合调压,保障系统电压水平,改善电能质量.新能源为主的新型电力系统给予储能无功补偿技术更重要的角色.储能、新能源机组及无功补偿装置的暂态稳态协同控制是未来新能源场站无功补偿主要形态.储能与其他无功源之间的协调控制策略以及联合规划问题的求解与优化都将是储能无功补偿技术的研究重点.     

广东新型储能配套政策建议

  目的  新型储能是提升系统调节能力的重要手段之一,是构建新型电力系统的重要组成部分。明确新型储能的市场定位,研究完善新型储能的成本分摊和价格机制,有助于引导其健康、有序、高效发展。  方法  梳理国内外新型储能相关政策及运行情况;分析新型储能在电力系统中的功能和作用;结合广东电力系统实际,研究2030年前新型储能建设规模需求;基于广东目前价格机制,测算发电、电网（独立）、用户侧储能经济性,分析广东新型储能政策现状及存在问题;综合提出广东新型储能配套政策和机制建议。  结果  从调峰和调频角度分析,2030年前广东对新型储能尚不存在迫切需求;新能源配储能尚无明确的成本回收机制,光伏和陆上风电具备少量强配储能的成本消化空间,海上风电不具备强配储能的成本消化空间;电网侧（独立）储能商业模式尚不清晰,可通过辅助服务和现货电能量价差获取收益,但操作细则有待进一步明确,尚不具备经济性;用户侧储能商业模式较清晰,按现行峰谷电价和需求侧响应政策,具备一定经济性,但投资回收期长,面临政策变化风险。  结论  将新型储能区分为市场化和非市场化两类,前者由除电网外各类市场主体投资,在合理的价格和运行机制下,通过市场化渠道获取收益,由市场调节形成合理的新型储能规模和布局;后者由电网公司投资,通过输配电价回收成本。