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政策力促 “新能源+储能”或成行业标配

时间:2020-07-28 11:30 公众号:电动之家 阅读:10 次

今年以来,福建、湖北、山东、内蒙古等省区先后发布2020年风电、光伏发电建设方案和申报要求,均明确鼓励新能源电站配置储能,并提出优先支持配置储能的新能源发电项目。这让“新能源+储能”成为行业内讨论热点。

业内人士表示,“鼓励”“优先”等字眼频繁出现在各地政策文件中,一定程度上反映“新能源+储能”或将成为新能源行业的标配。

“新能源+储能”是发展趋势

6月30日,国家能源局福建监管办公室正式印发《福建省电力调峰辅助服务交易规则(试行)(2020年修订版)》,在电储能参与调峰辅助服务方面,参与调峰交易的储能规模不小于10MW/40MWh。文件鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施。

6月8日,湖北省能源局发布的《关于开展2020年评价风电和评价光伏发电项目竞争配置工作的通知》提出,优先支持风储一体化。对拟接入同一变电站或同一消纳台区的多个风电和光伏发电项目,优先选取风储、风光互补项目。风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%,且必须与风电项目同时建成投产,以满足储能要求。

据不完全统计,目前已有包括福建、湖北、山东、内蒙古、河南、安徽在内的超过10个省区发布同类通知或文件。新能源电站配置储能正在成为地方推进新能源项目发展的标配。

在此背景下,今年我国电化学储能装机规模有望迎来新一轮增长。据悉,仅2020年上半年发布的新能源配储能项目招标规模,已达到去年新增电化学储能投运总量的58.6%,预计今年我国电化学储能全年装机量将突破1吉瓦。

新能源电站配置储能是发展趋势,而其经济性有待考量,那么“新能源+储能”未来该如何发展?业内人士表示,需要建立和完善配套支持政策。

需要建设和完善电力辅助服务市场机制,给予储能“合法”的市场主体身份,让其参与调峰、调频辅助服务市场以获得收益。在辅助服务市场机制未建立之前,需要建立“新能源+储能”项目的评价体系和使用规范,引导新能源电站配置储能的健康发展。


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