本国新一代电力系统建设政策提议澳门太阳集团

作者:机械设备

当前风电、光伏发电等具有显著波动性和间歇性的可再生能源大规模接入电网,为电力系统的安全稳定运行带来了挑战。从短期来看,开展火电机组灵活性改造,降低煤电特别是热电机组的最小出力,推动火电机组参与深度调峰,是当前解决可再生能源并网消纳问题可行性最高的路径。但从长期来看,在技术发展和创新的基础上,推动电力系统转型升级,建设新一代电力系统,才是适应高比例可再生能源接入、促进能源转型的根本途径。 新一代电力系统内涵及总体目标 在供给侧清洁能源大规模开发利用、消费侧电能对化石能源深度替代的新形势下,我国电力系统将向可再生能源高比例接入、集中式与分布式电源相结合、骨干电网与局域网、微网协调发展的可持续性综合能源电力发展模式——新一代电力系统转变。 新一代电力系统建设的本质目标是清洁低碳、安全高效,其以提高可再生能源占比、加强能源配置与传输能力、优化能源利用方式为导向,通过集成先进输配电、大规模储能、新能源友好并网、源网荷储互动、智能控制等先进技术,形成具有广泛互联、智能互动、灵活柔性、安全可控、开放共享特征的新型电力系统,助力我国能源转型目标实现。 结合《能源生产和消费革命战略(2016——2030)》对于我国未来能源消费总量与能源结构的具体要求,以2025、2035年作为两个主要水平年,新一代电力系统建设的总体目标可量化为:到2025年,实现一次能源消费中非化石能源占比超过18%,非化石能源发电量占比超过42%,电能占终端能源消费比重力争达到25%;到2035年,实现一次能源消费中非化石能源占比超过27%,非化石能源发电量占比超过55%,电能占终端能源消费比重力争达到30%。 新一代电力系统建设制约因素 良好的政策环境是新一代电力系统有序发展的重要基础,目前我国已建立能源革命背景下电力系统发展的基本战略规划,但仍存在许多尚不能满足新一代电力系统发展的体制机制因素,如统筹规划不足、市场机制不健全、储能价格体系尚未建立、关键技术产业支持政策不明确等。本文将结合新一代电力系统的发展需求,从战略规划、经济政策、财税政策、投融资政策、监管机制等层面,深入剖析现有政策环境中制约新一代电力系统建设的体制机制因素。 战略规划层面 在规划层面,当前我国能源系统按照能源类型划分为煤炭、石油、天然气、电力多个能源子系统,各类子系统规划相对独立,尚无统筹规划机制,难以实现不同供能系统的集成互补与梯级利用程度。此外,电力系统内部源、网、荷、储规划也以分散规划为主,各类电源与电网、负荷需求之间的不协调发展已成为制约我国可再生能源消纳的关键因素。 在管理层面,煤炭、石油、天然气、电力等能源子系统规划、建设、投资和运营分属不同的主管部门,各类能源之间存在管理壁垒,且各主管部门出台的管理政策之间难以协调,同时电力系统内部也存在多头管理、政策矛盾的问题。 在标准体系层面,缺乏新一代电力系统规范和标准化体系,新一代电力系统建设涉及源、网、荷、储多个领域、涵盖信息、技术、装备等多个产业,若无统一的技术标准、产业体系与管理体系,难以实现多能源的互联运行、源网荷储协调互动以及信息的实时交互共享。 经济政策层面 在价格体系方面,尚无储能电价体系。储能是新一代电力系统的缓冲器、聚合器与稳定器,是解决可再生能源消纳问题的重要手段,然而目前储能成本较高,现阶段我国也尚未出台储能电价与补贴政策,仅依靠峰谷价差难以弥补储能的高成本,投资回报率较差,严重制约了储能的大规模发展。 在价格机制方面,价格信号传导与公平性有待加强。科学合理的价格机制是保障电力市场机制有效运转、充分发挥市场资源优化配置的作用,从而引导新一代电力系统健康有序良性发展的关键。我国现行的各类能源价格以政府定价为主,不能充分反映市场信号,保障价格的公平性,同时,各类能源之间缺乏价值转换媒介和机制,多能源价格联动机制有待建立。 在效益评估机制方面,适用于新一代电力系统建设的投资收益评估体系有待建立。作为重要的能源输送和配置平台,新一代电力系统相关产业从投资建设到生产运营的全过程都将对国民经济、能源生产和利用方式、环境等带来显著效益。然而在建设初期,新一代电力系统经济效益有限,极易出现投资主体缺乏参与积极性的问题,因此需要国家有关部门站在国家发展战略角度,构建新一代电力系统投资收益评估机制,引导新一代电力系统的有序建设。 财税政策层面 在资金支持层面,目前我国在新一代电力系统关键技术研发、重大工程示范试点、产业发展与新技术推广应用等方面的财政支持与资金激励有限,且措施单一,同时还存在大量补贴资金不到位的情况。 在税收优惠层面,为了推进新一代电力系统向规模化、产业化、集约化的方向发展,中央及地方政府应当进一步优化税收服务环境,积极落实税收优惠政策,通过对经济社会环保效益好的新一代电力系统相关产品、技术和设备实施税收减免等,促进新一代电力系统的快速发展。 投融资政策层面 当前,在电力系统领域,以政府为“中心”的投融资模式占据主导地位,投资渠道单一,不同属性资本、不同渠道资金、不同种类投融资项目参与新一代电力系统建设的活力不足,金融政策制度有待创新,为新一代电力系统相关产业进行科技创新提供完善的融资渠道,为规避和化解创新风险提供金融工具和金融制度支持。 监管机制层面 第一,我国对能源主要采取行政手段,经济手段和法律手段运用不多,行业管理色彩较浓,能源政策、规划滞后。主管部门更加注重通过投资项目审批、制定价格和生产规模控制等方式干预微观经济主体的行为,政府监管缺位问题突出。 第二,“开放共享”是新一代电力系统的显著特征之一,在未来能源与信息深度融合的趋势下,能源数据安全需要完善的保障机制,然而我国目前在能源信息与数据方面的监管机制有待建立,数据安全管理问题突出。 新一代电力系统建设政策建议 为引导与保障新一代电力系统建设,本文针对上述新一代电力系统体制机制制约因素,以可操作性为原则,兼顾问题的长期性与可落地性,远近结合,从近期落地性政策与中长期战略性政策两个维度提出新一代电力系统建设政策建议。 近期政策建议 第一,开展新一代电力系统规划与顶层设计。 建议根据《能源生产和消费革命战略(2016——2030)》的能源转型目标,统筹规划新一代能源系统建设与发展,开展新一代电力系统顶层设计,编制新一代电力系统及相关产业发展子规划,制定新一代电力系统的规范和标准体系。 开展我国新一代电力系统架构设计。建议立足于我国能源行业自身特点和现有的信息、控制、管理系统发展水平,结合未来相关技术的发展趋势,开展我国新一代电力系统架构设计,明确新一代电力系统建设的关键业务领域及支撑技术领域,从而保证新一代电力系统能够满足各类能源网络的规划建设、协调运行以及信息数据共享需要,有效解决我国能源转型与电力系统发展中的实际问题。 统筹规划新一代电力系统发展。建议引入综合资源规划理念,加强源网荷储协调规划及多能源统筹规划,综合考虑不同一次和二次能源供应网络的规划、建设、改造和技术升级,编制新一代电力系统及其相关产业发展规划,明确多种能源总体供需平衡和结构优化、能源流向、分区域的供需平衡及能源运输体系建设等问题,进而达到各类能源网络整合、能源综合利用以及能源结构调整的目标。 制定新一代电力系统相关规范和标准体系。建议由国家统一部署制定新一代电力系统的规范和标准体系,组织各方面的力量集中科研攻关,依托电源、电网、储能等相关行业现有的标准体系,完善融合后纳入到我国新一代电力系统体系框架中,最终形成完整的新一代电力系统规范和标准体系,为新一代电力系统多能源互联以及信息实时交互提供重要保证。 第二,构建多层级协调运作的电力市场机制。 建议我国在现有电力市场的基础上,加快推进省内现货市场、辅助服务市场及跨省区电力交易市场建设,逐步形成以中长期交易为主、现货交易市场为补充、辅以辅助服务、容量市场的市场化电力电量平衡机制,构建多时间尺度、多交易品种、多交易范围协调运作的电力市场机制。 构建省内—省间协调运作的全国统一电力市场。建议在我国目前以省内交易为主、省间定点交易为辅的电力市场机制的基础上,加快推进跨省跨区电能交易市场建设,从交易时序、交易空间、交易品种、交易主体等方面,建立省内、省间两级市场协作机制,实现省间和省级交易机构的协调配合,促进跨省区交易业务与各省区省内市场化交易的优势互补,促进新一代电力系统建设下我国电力资源大规模、综合性的优化配置。 构建电量—辅助服务融合协同的电力现货交易市场。建议借鉴我国现有现货市场试点建设与运营经验,于2020年全面启动我国电力现货市场建设。一方面,将需求侧响应、电供热、充电桩、储能等新的市场主体纳入竞争机制,构建与中长期交易高效协调的现货市场交易机制,实现发电侧、用电侧的双向竞争参与,促进现货市场在更大范围内的资源优化配置;另一方面,按照“谁受益、谁付费”的原则,完善涵盖调峰、调频、备用等多种交易品种的辅助服务市场建设,建立辅助服务与电能量交易的联合优化机制,明确用户承担相应辅助服务的责任。 鼓励开展园区级能源互联网市场化交易试点。建议基于当前分布式发电直接交易、委托交易、电网收购等市场化交易模式,进一步开展园区级能源互联网市场化交易试点申报与建设工作,鼓励建设支持电、热、气、冷等多类型能源的综合交易平台,推动能源灵活自主微平衡交易,实现分布式能源、分布式储能主体与工业大用户及个人、家庭级微小用能主体间的点对点实时自主交易,同时鼓励创新绿色能源认证、绿色货币、绿色证书等清洁能源新型商业模式。 构建促进发电资源优化配置的电力容量市场。为促进增量发电资源优化配置、解决存量发电资源搁浅成本问题,建议建立独立于已有电量市场和辅助服务市场的电力容量市场,各省市根据区域内峰值负荷预测结果与装机容量裕度要求,确定省内发电容量需求,即省级电网企业的容量责任,电网企业可通过双边合约、容量市场拍卖等方式向发电企业购买发电容量以满足容量责任要求,容量购买费用将由电力用户根据其用电量进行分摊。 第三,构建市场化的可再生能源电力消纳机制。 建议在当前我国以强制上网和全额保障性收购为主的可再生能源消纳机制的基础上,完善可再生能源电力补贴机制,逐步引入市场竞争,协调发挥“看得见的手”和“看不见的手”的作用,构建市场化的可再生能源电力消纳机制。 完善可再生能源电力补贴与配额机制。一方面,建议在推进建设风电、光伏发电平价上网试点项目及低价上网试点项目的同时,定期调研各地区风电、光伏发电、光热发电、生物质发电等各类新能源技术发展情况与成本水平,按照发电收益公平分配的原则,根据同地区火电利润水平,及时调整新能源补贴电价;另一方面,建议加快可再生能源电力配额机制的实施,明确用户侧可再生能源电力配额完成义务,设置配额强制完成主体清单和自愿完成主体清单,推动用户由自愿消费可再生能源向强制消费转变,同时建立灵活高效的可再生能源电力配额交易机制与科学合理的惩罚机制,保障新一代电力系统可再生能源消纳目标的实现。 构建可再生能源电力优先交易机制。建议在我国当前电力市场中引入可再生能源电力优先交易权,可再生能源发电企业超过最低保障性收购小时数的电量参与市场化交易,扩大可再生能源电力市场化消纳规模。在以双边协商为主的中长期电力交易市场方面,鼓励可再生能源电力与煤改电等新增用电项目开展直接交易,在降低居民电采暖用电成本的同时,促进富余可再生能源的消纳,此外允许可再生能源与火电打捆参与市场交易,双方可进行交易互保,自主协商确定互保电量和电价结算方式。在以集中竞价为主的月度、日前电力交易市场方面,在满足系统运行安全的前提下,优先撮合可再生能源发电企业与用户交易,在可交易的可再生能源出清后继续开展其他发电机组与剩余用户交易,同时为防止可再生能源企业串通报价、提高市场出清价格,可设置煤电标杆上网电价为可再生能源发电企业报价的最高限价。 第四,鼓励大型能源基地及终端用户开展多能互补实践。 建议在当前第一批多能互补集成优化系统示范工程的基础上,总结相关经验,继续开展风光水火储多能互补系统与终端一体化集成供能系统两类多能互补集成优化系统的示范工程申报与建设,同时建议针对已核准的示范工程,优化示范项目监督管理责任制与后评估工作机制。一方面,注重发挥属地政府监管作用,按照谁主管谁监管的原则,落实各部门监管责任;另一方面,定期开展多能互补示范项目后评价工作,对于评估结果不满足项目规划目标要求的业主,取消示范项目资质及相关财税、贷款政策优惠,以保障监督多能互补示范项目的按期建设,充分发挥其先进示范作用。 第五,培育新一代电力系统战略性新兴技术与产业。 建议将新一代电力系统关键技术突破和关键设备研制等作为战略性新兴产业,置于优先发展的地位,纳入国家重大科技项目计划,力争自主掌握核心技术,强化产学研用的结合,加快推动关键技术的产业化。同时,协调发挥“看得见的手”和“看不见的手”的作用,一方面,制定促进战略性新兴产业发展的财税、金融、投资、价格等综合性政策;另一方面,根据市场的需求建立产业进入和退出的有效机制,推动战略性新兴产业良性发展。 远期政策建议 在经济政策层面,积极推动能源价格形成机制改革,构建新一代电力系统投资收益评估机制。建议建立灵活高效的能源价格机制,有效反映资源的稀缺性,促进能源生产端与用户端的良好互动;建议针对锂电池、铅酸电池、压缩空气储能等各类储能,建立差异化的储能充放电电价体系,充分反映储能成本与市场价值,为储能参与系统灵活性调节提供有利条件;建议充分考虑各利益相关方价值,设计新一代电力系统投资收益评估机制,充分调动各方参与新一代电力系统建设的积极性。 在财税政策层面,成立新一代电力系统产业发展基金,加大财政支持力度。建议由政府财政部门安排专项基金发起,并吸收社会资金设立新一代电力系统发展专项基金,对新一代电力系统关键技术研发、重大工程示范试点、产业发展与新技术推广应用给予资金支持;建议中央及地方政府应当进一步优化税收服务环境,积极落实税收优惠政策,针对核心技术和设备,分阶段、分类别给予政府补贴和适当的税收减免。 在投融资政策层面,建议逐步拓展投融资渠道,建立多元投融资机制。建议采取发行股票和中长期债券等资本化方式拓宽新一代电力系统的直接融资渠道,同时借鉴发达国家的经验,打通民营资本和社会资本的进入渠道,建设直接融资与间接融资互为补充的多元化融资渠道;切实落实支持新一代电力系统发展的金融政策,鼓励金融机构加大新一代电力系统相关产业的金融支持力度,激励金融机构拓展适合新一代电力系统发展的融资方式和配套金融服务,提高金融服务效率和质量。 在监管机制层面,建议建立完善的新一代电力系统管理体系。建议构建政府、市场、生产者、消费者等多方主体参与的新型电力监管机制,政府对新一代电力系统的发展进行统一规划,制定相关的法律法规,确保新一代电力系统中市场体系的公平竞争,而市场起基础性作用,是新一代电力系统规模化发展的前提,也是检验政策有效性的重要指标。 本文刊载于《中国电力企业管理》2019年04期,作者曾鸣系华北电力大学教授、博士生导师,能源互联网研究中心主任,IEEE PES能源互联网专业技术委员会副主任委员,中国能源研究会能源互联网专委会副主任兼秘书长。

2018-11-06来源:新能源汽车网

近日,国家发展改革委、国家能源局等五部门联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》(以下简称《指导意见》),明确了促进我国储能技术与产业发展的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施。

《指导意见》指出,储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网 ”智慧能源的重要组成部分和关键支撑技术。储能是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段,是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术,是构建能源互联网、推动电力体制改革和促进能源新业态发展的核心基础。近年来,我国储能呈现多元发展的良好态势,总体上已经初步具备了产业化的基础。

《指导意见》强调,要着眼能源产业全局和长远发展需求,紧密围绕改革创新,以机制突破为重点、以技术创新为基础、以应用示范为手段,大力发展“互联网 ”智慧能源,促进储能技术和产业发展。要着力推进储能技术装备研发示范、储能提升可再生能源利用水平应用示范、储能提升能源电力系统灵活性稳定性应用示范、储能提升用能智能化水平应用示范、储能多元化应用支撑能源互联网应用示范等重点任务,为构建“清洁低碳、安全高效”的现代能源产业体系,推进我国能源行业供给侧结构性改革、推动能源生产和利用方式变革做出新贡献,同时带动从材料制备到系统集成全产业链发展,为提升产业发展水平、推动经济社会发展提供新动能。

原文如下:

关于促进储能技术与产业发展的指导意见

发改能源〔2017〕1701号

各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局,国家电网公司、南方电网公司:

储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网 ”智慧能源(以下简称能源互联网)的重要组成部分和关键支撑技术。储能能够为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务,是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段;储能能够显着提高风、光等可再生能源的消纳水平,支撑分布式电力及微网,是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术;储能能够促进能源生产消费开放共享和灵活交易、实现多能协同,是构建能源互联网,推动电力体制改革和促进能源新业态发展的核心基础。

近年来,我国储能呈现多元发展的良好态势:抽水蓄能发展迅速;压缩空气储能、飞轮储能,超导储能和超级电容,铅蓄电池、锂离子电池、钠硫电池、液流电池等储能技术研发应用加速;储热、储冷、储氢技术也取得了一定进展。我国储能技术总体上已经初步具备了产业化的基础。加快储能技术与产业发展,对于构建“清洁低碳、安全高效”的现代能源产业体系,推进我国能源行业供给侧改革、推动能源生产和利用方式变革具有重要战略意义,同时还将带动从材料制备到系统集成全产业链发展,成为提升产业发展水平、推动经济社会发展的新动能。为贯彻习近平总书记关于“四个革命、一个合作”的能源战略思想,落实《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》和《能源生产和消费革命战略(2016-2030)》任务,促进储能技术与产业发展,提出如下意见。

一、总体要求

指导思想

全面贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神,深入贯彻习近平总书记系列重要讲话精神,按照中央财经领导小组第六次、第十四次会议和国家能源委员会第一次、第二次会议重大决策部署要求,适应和引领经济社会发展新常态,着眼能源产业全局和长远发展需求,紧密围绕改革创新,以机制突破为重点、以技术创新为基础、以应用示范为手段,大力发展“互联网 ”智慧能源,促进储能技术和产业发展,支撑和推动能源革命,为实现我国从能源大国向能源强国转变和经济提质增效提供技术支撑和产业保障。

基本原则

政府引导、企业参与。加强顶层设计,加大政策支持,研究出台金融等配套措施,统筹解决行业创新与发展重大共性问题。加强引导和信息服务,推动储能设施合理开放,鼓励多元市场主体公平参与市场竞争。

创新引领、示范先行。营造开放包容的创新环境,鼓励各种形式的技术、机制及商业模式创新。充分发挥示范工程的试点作用,推进储能新技术与新模式先行先试,形成万众创新良好氛围。

市场主导、改革助推。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,鼓励社会资本进入储能领域。结合电力体制改革进程,逐步建立完善电力市场化交易和灵活性资源的价格形成机制,还原能源商品属性,着力破解体制机制障碍。

统筹规划、协调发展。加强统筹规划,优化储能项目布局。重视上下游协调发展,优化从材料、部件、系统、运营到回收再利用的完整产业链。在确保安全的前提下发展储能,健全标准、检测和认证体系,确保产品质量和有序竞争。推行绿色设计理念,研究建立储能产品的梯级利用与回收体系,加强监管,杜绝污染。

发展目标

未来10年内分两个阶段推进相关工作,第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡;第二阶段实现商业化初期向规模化发展转变。

“十三五”期间,建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目;研发一批重大关键技术与核心装备,主要储能技术达到国际先进水平;初步建立储能技术标准体系,形成一批重点技术规范和标准;探索一批可推广的商业模式;培育一批有竞争力的市场主体。储能产业发展进入商业化初期,储能对于能源体系转型的关键作用初步显现。

“十四五”期间,储能项目广泛应用,形成较为完整的产业体系,成为能源领域经济新增长点;全面掌握具有国际领先水平的储能关键技术和核心装备,部分储能技术装备引领国际发展;形成较为完善的技术和标准体系并拥有国际话语权;基于电力与能源市场的多种储能商业模式蓬勃发展;形成一批有国际竞争力的市场主体。储能产业规模化发展,储能在推动能源变革和能源互联网发展中的作用全面展现。

二、重点任务

推进储能技术装备研发示范

集中攻关一批具有关键核心意义的储能技术和材料。加强基础、共性技术攻关,围绕低成本、长寿命、高安全性、高能量密度的总体目标,开展储能原理和关键材料、单元、模块、系统和回收技术研究,发展储能材料与器件测试分析和模拟仿真。重点包括变速抽水蓄能技术、大规模新型压缩空气储能技术、化学储电的各种新材料制备技术、高温超导磁储能技术、相变储热材料与高温储热技术、储能系统集成技术、能量管理技术等。

试验示范一批具有产业化潜力的储能技术和装备。针对不同应用场景和需求,开发分别适用于长时间大容量、短时间大容量、分布式以及高功率等模式应用的储能技术装备。大力发展储能系统集成与智能控制技术,实现储能与现代电力系统协调优化运行。重点包括10MW/100MWh级超临界压缩空气储能系统、10MW/1000MJ级飞轮储能阵列机组、100MW级锂离子电池储能系统、大容量新型熔盐储热装置、应用于智能电网及分布式发电的超级电容电能质量调节系统等。

应用推广一批具有自主知识产权的储能技术和产品。加强引导和扶持,促进产学研用结合,加速技术转化。鼓励储能产品生产企业采用先进制造技术和理念提质增效,鼓励创新投融资模式降低成本,鼓励通过参与国外应用市场拉动国内装备制造水平提升。重点包括100MW级全钒液流电池储能电站、高性能铅炭电容电池储能系统等。

完善储能产品标准和检测认证体系。建立与国际接轨、涵盖储能规划设计、设备及试验、施工及验收、并网及检测、运行与维护等各应用环节的标准体系,并随着技术发展和市场需求不断完善。完善储能产品性能、安全性等检测认证标准,建立国家级储能检测认证机构,加强和完善储能产品全寿命周期质量监管。建立和完善不合格产品召回制度。

推进储能提升可再生能源利用水平应用示范

鼓励可再生能源场站合理配置储能系统。研究确定不同特性储能系统接入方式、并网适应性、运行控制、涉网保护、信息交换及安全防护等方面的要求,对于满足要求的储能系统,电网应准予接入并将其纳入电网调度管理。

推动储能系统与可再生能源协调运行。鼓励储能与可再生能源场站作为联合体参与电网运行优化,接受电网运行调度,实现平滑出力波动、提升消纳能力、为电网提供辅助服务等功能。电网企业应将联合体作为特殊的“电厂”对待,在政府指导下签订并网调度协议和购售电合同,联合体享有相应的权利并承担应有的义务。

研究建立可再生能源场站侧储能补偿机制。研究和定量评估可再生能源场站侧配置储能设施的价值,探索合理补偿方式。

支持应用多种储能促进可再生能源消纳。支持在可再生能源消纳问题突出的地区开展可再生能源储电、储热、制氢等多种形式能源存储与输出利用;推进风电储热、风电制氢等试点示范工程的建设。

推进储能提升电力系统灵活性稳定性应用示范

支持储能系统直接接入电网。研究储能接入电网的容量范围、电压等级、并网适应性、运行控制、涉网保护、信息交互及安全防护等技术要求。鼓励电网等企业根据相关国家或行业标准要求结合需求集中或分布式接入储能系统,并开展运行优化技术研究和应用示范。支持各类主体按照市场化原则投资建设运营接入电网的储能系统。鼓励利用淘汰或退役发电厂既有线路和设施建设储能系统。

建立健全储能参与辅助服务市场机制。参照火电厂提供辅助服务等相关政策和机制,允许储能系统与机组联合或作为独立主体参与辅助服务交易。根据电力市场发展逐步优化,在遵循自愿的交易原则基础上,形成“按效果付费、谁受益谁付费”的市场机制。

探索建立储能容量电费和储能参与容量市场的规则机制。结合电力体制改革,参考抽水蓄能相关政策,探索建立储能容量电费和储能参与容量市场的规则,对满足条件的各类大规模储能系统给予容量补偿。

推进储能提升用能智能化水平应用示范

鼓励在用户侧建设分布式储能系统。研究制定用户侧接入储能的准入政策和技术标准,引导和规范用户侧分布式电储能系统建设运行。支持具有配电网经营权的售电公司和具备条件的居民用户配置储能,提高分布式能源本地消纳比例、参与需求响应,降低用能成本,鼓励相关商业模式探索。

完善用户侧储能系统支持政策。结合电力体制改革,允许储能通过市场化方式参与电能交易。支持用户侧建设的一定规模的电储能设施与发电企业联合或作为独立主体参与调频、调峰等辅助服务。

支持微电网和离网地区配置储能。鼓励通过配置多种储能提高微电网供电的可靠性和电能质量;积极探索含储能的微电网参与电能交易、电网运行优化的新技术和新模式。鼓励开发经济适用的储能系统解决或优化无电人口供电方式。

推进储能多元化应用支撑能源互联网应用示范

提升储能系统的信息化和管控水平。在确保网络信息安全的前提下,促进储能基础设施与信息技术的深度融合,支持能量信息化技术的研发应用。逐步实现对储能的能源互联网管控,提高储能资源的利用效率,充分发挥储能系统在能源互联网中的多元化作用。

鼓励基于多种储能实现能源互联网多能互补、多源互动。鼓励大型综合能源基地合理配置储能系统,实现风光水火储多能互补。支持开放共享的分布式储能大数据平台和能量服务平台的建设。鼓励家庭、园区、区域等不同层次的终端用户互补利用各类能源和储能资源,实现多能协同和能源综合梯级利用。

拓展电动汽车等分散电池资源的储能化应用。积极开展电动汽车智能充放电业务,探索电动汽车动力电池、通讯基站电池、不间断电源等分散电池资源的能源互联网管控和储能化应用。完善动力电池全生命周期监管,开展对淘汰动力电池进行储能梯次利用研究。

三、保障措施

加强组织领导

国家发展改革委、国家能源局会同财政部、科技部、工业和信息化部等有关部门统筹协调解决重大问题,建立完善扶持政策,切实推动各项措施落实到位,形成政、产、学、研、用结合的发展局面。依托行业力量建设国家级储能技术创新平台;充分发挥专业协会、研究会作用,引导行业创新方向。建立储能专业咨询委员会,为政府决策提供支撑。推动成立国家级产业联盟,加强产业研究、建立信息渠道。鼓励各省级政府依照已出台的智能电网、微电网、多能互补、“互联网 ”智慧能源、电动汽车充电设施、废旧动力蓄电池回收利用、配电网建设、电力现货市场等相关政策对储能进行支持,并根据实际情况出台配套政策、给予资金支持和开展试点示范工作,对符合条件的储能企业可按规定享受相关税收优惠政策,将储能纳入智能电网、能源装备制造等专项资金重点支持方向,在具备条件的地区开展技术与政策机制综合性区域试点示范,鼓励清洁能源示范省因地制宜发展储能。各地能源及相关主管部门应结合实际,研究制定适合本地的落实方案,因地制宜,科学组织,杜绝盲目建设和重复投资,务实有序推进储能技术和产业发展。国家能源局各派出能源监管机构根据职责积极参与相关机制研究,加强安全和市场监管,督促相关政策和重大示范工程的落实。

完善政策法规

建立健全相关法律法规,保障储能产业健康有序发展。加强电力体制改革与储能发展市场机制的协同对接,结合电力市场建设研究形成储能应用价格机制。积极开展储能创新应用政策试点,破除设备接入、主体身份、数据交互、交易机制等方面的政策壁垒,研究制定适应储能新模式发展特点的金融、保险等相关政策法规。加强储能技术、产品和模式等的知识产权管理与保护。加强储能安全与环保政策法规及标准体系建设,研究建立储能产品生产者责任延伸制度。鼓励储能系统开发采用标准化、通用性及易拆解的结构设计,协商开放储能控制系统接口和通讯协议等利于回收利用的相关信息。

开展试点示范

围绕促进可再生能源消纳、发展分布式电力和微网、提升电力系统灵活性、加快建设能源互联网等重大需求,布局一批具有引领作用的重大储能试点示范工程。跟踪试点示范项目建设运营情况,建立健全促进行业可持续发展的体制机制。鼓励和支持国家级可再生能源示范区及其他具备条件的地区、部门和企业,因地制宜开展各类储能技术应用试点示范。在技术创新、运营模式、发展业态和体制机制等方面深入探索,先行先试,总结积累可推广的成功经验。

建立补偿机制

结合电力体制改革,研究推动储能参与电力市场交易获得合理补偿的政策和建立与电力市场化运营服务相配套的储能服务补偿机制。推动储能参与电力辅助服务补偿机制试点工作,建立相配套的储能容量电费机制。建立健全补偿监管机制,严惩违规行为。

引导社会投资

落实简政放权精神,研究建立程序简化、促进投资的储能投资管理机制,对于独立的储能项目,除《政府核准的投资项目目录》已有规定的,一律实行备案制,按照属地原则备案,备案机关及其权限由省、自治区、直辖市和计划单列市人民政府规定。企业按照地方有关规定向主管部门备案。充分发挥中央财政科技计划作用,支持开展储能基础、共性和关键技术研发。研究通过中央和地方基建投资实施先进储能示范工程,引导社会资本加快先进储能技术的推广应用。鼓励通过金融创新降低储能发展准入门槛和风险,支持采用多种融资方式,引导更多的社会资本投向储能产业。

推动市场改革

加快电力市场建设,建立储能等灵活性资源市场化交易机制和价格形成机制,鼓励储能直接参与市场交易,通过市场机制实现盈利,激发市场活力。建立健全准入制度,鼓励第三方资本、小微型企业等新兴市场主体参与市场,促进各类所有制企业的平等、协同发展。

夯实发展基础

依托行业建立储能信息公共平台,加强信息对接、共享共用和交易服务。创新人才引进和培养机制,引进一批领军人才,培育一批专业人才,形成支持储能产业的智力保障体系。加强宣传,扩大示范带动效应,吸引更多社会资源参与储能技术研究和产业创新发展。

记者在采访中也深切感受到这一点,一些地方花了钱,征了地,建设了风电站、水电站和太阳能电站,可电再便宜也送不出。

五部门印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》

坚强的电网是远距离输送电力的保障,但电网和电站分属不同部门审批,建设周期差别较大,容易出现电站已经建设完成,而电网线路还未实现配套的问题。

针对清洁能源消纳的地区“壁垒”,要扩大可再生能源电力外送通道和跨省跨区交易,建立新的电价机制和清洁能源配额制度,加快构建全国统一的电力市场,推进可再生能源电力参与市场化交易。

清洁能源发电上网难,还有电力系统稳定性方面的原因。

国家发改委和国家能源局日前联合发布《解决弃水弃风弃光问题实施方案》,提出到2020年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题。

应该说,这一问题已引起了高度关注。有效缓解弃水弃风弃光状况是2017年政府工作报告布置的一项重要任务。

(来源:《半月谈内部版》第12期,原标题《问道:“风光”无限好,何以欠消纳》 记者:朱涵)

“将一捆捆钞票往火里扔”

可再生能源企业虽然有政策鼓励、资金扶持,也要避免陷入盲目发展。从长远看,清洁能源必将走向市场。在我国完善发电补贴标准、建立补贴逐步下调机制的背景下,清洁能源企业如何形成成熟的盈利模式仍需进一步探索。

清洁能源的发展对传统能源管理、技术、市场提出新要求,许多新问题需要在不断发展的过程中逐步解决。

截至2016年底,“三北”地区新能源装机合计1.63亿千瓦,但电力外送能力只有3400万千瓦,仅占新能源装机的21%。

此外,清洁能源消纳还存在地区“壁垒”。在电力整体富余的情况下,有部分地区出于地方经济增长、保障就业等方面考虑,消纳外来清洁能源电力的意愿不强。

近年来,我国可再生能源装机量一路飙升,风电、光电、水电已成为我国能源供应的“绿色发动机”。清洁能源源源不绝,却无法充分有效利用,大量弃电问题犹如一道紧箍咒,制约行业发展、产业转型和环境优化。喧嚣多年,清洁能源消纳问题究竟何解?

清洁能源入网,提升电网调峰能力是关键。综合具备水、火、风联合调峰和高安全稳定性等特点的智能电网能够最大限度地将新能源的发电量吸纳、送出,并保证接入后电网的安全运行和调度。

据国家能源局发布的数据,今年前三季度,西南水电水能利用率同比提高约2个百分点,弃风率同比下降6.7个百分点,弃光率同比下降4个百分点。

需在发展中解决问题

需要注意的是,若是保证风电、太阳能发电优先上网,火电就要变成调度电源。大范围调节有可能提高发电成本,需要提前谋划对策。

我国能源资源与消费需求呈逆向分布,很多可再生能源项目在“三北”、西南地区,但大多数用电需求集中在东部沿海,导致位于西南、“三北”地区的可再生能源发电基地大多是大装机、小负荷。

在这种背景下,储能、电力输送等技术当“扛起”重任。然而,目前我国储能产业、电网输送能力相对滞后,成为清洁能源消纳的巨大障碍。

有人将可再生能源发电称作“垃圾电”,这种说法虽有失公允,但可再生能源发电确实具有随机性、波动性和间接性的特点,可能导致电网侧调峰能力不足。

但局部地区弃风、弃光问题依然严峻,其中弃风问题尤为突出,甘肃、新疆、吉林前三季度弃风率分别高达33%、29.3%、19%。

2016年,全国弃风、弃光电量约500亿千瓦时,超过某些国家一年的用电量。有人痛心地将弃电现象比喻为“将一捆捆钞票往火里扔”。

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我国水电、风电、光伏发电装机规模均居世界首位,可再生能源发电本该构筑起我国能源供应的“绿色基地”,却长期面临惊人浪费。

解决“三弃问题”,首先应重视发展规划制定,滚动编制、严格执行,在整体规划下建立规范市场,不以局部利益影响全局,由政府主导并吸纳专业人士参与。

此外,还要着力加大对储能产业的支持。针对目前支持政策缺乏、市场机制尚未建立、研发能力不足的现状,应给予储能设施全面参与市场的许可、适当财政补贴、税收减免优惠,加大金融支持力度。

在广袤的西北、华北、东北和河流密布的西南地区,高耸的风力发电机、连绵的光伏电站、大大小小的水电站,正在将丰富的风能、太阳能和水能转化成清洁电。

今年10月,张家口可再生能源电力市场化交易在冀北电力交易中心挂牌交易,受到电力企业欢迎。交易过程中共有28家风电企业的37个风电项目参与摘牌,申报交易电量达2350万千瓦时,相比挂牌电量1930万千瓦时,多出420万千瓦时。

由风光水转化而来的清洁电用不完、送不出,装机越多弃得越多。这一情况,与储能与传输技术、消纳市场机制、电力系统稳定性等因素息息相关。

党的十九大报告也提出,壮大清洁能源产业,构建清洁低碳、安全高效的能源体系。在国家重视之下,今年以来,风光水电弃电现象有所好转,但问题远未解决。

这是国家层面首次提出解决弃水、弃风、弃光的时间表和量化指标,彰显能源低碳转型的坚定决心。

清洁电为啥送不出

如何优化电网调度运行、提高现有输电通道利用效率、充分发挥电网关键平台作用,已成为解决问题的关键。

储能是解决可再生能源发电不连续、不稳定、不可控性,实现跟踪计划发电、安全稳定供电的必要手段,但目前我国储能产业处于发展初期,科研热、应用冷,无法有效推动能源结构调整和转型升级。

这个行业为什么“将一捆捆钞票往火里扔”?

按照国家电网公司规划,到2020年,我国将基本建成坚强智能电网,形成以华北、华东、华中特高压同步电网为接受端,东北、西北电网为输送端,连接全国各大煤电、水电、核电和可再生能源发电基地的坚强电网结构。

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关键词: 我国 建议 新一代 电力系统