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“可再生能源电力的发展有着总量大、发展快两大趋势。”据范霁红介绍,截至2020年3月,我国可再生能源发电累计装机达到8.02亿千瓦,其中风电装机2.13亿千瓦、光伏发电装机2.08亿千瓦。未来我国可再生能源发电量占比逐步提高,2040年超过50%,2050年达到67%左右,可再生能源将逐步成为电力系统第一大主力电源。
在范霁红看来,随着可再生能源比例增高,电源的稳定性和灵活性对系统越来越重要,而能源存储技术具有巨大的潜力,能提高整个能源部门的灵活性,能够在电力系统中实现高可再生能源份额。同时,在高比例新能源接入地区配置GW级规模化大容量储能或基于“区块链+共享储能”的广域聚合的规模化储能,可有效减少新能源弃电。
据了解,今年以来,在政策的引导下,可再生能源配置储能正在成为“潮流”。截至6月,已有青海、新疆、山东、安徽、山西、内蒙古、江西、湖南、湖北、河南十省区发布新能源电站侧配置5%~20%储能要求,储能时长为1小时~2小时。范霁红表示,当前,配置储能正在成为新能源并网或核准的前置条件。
与此同时,“辅助服务政策正在鼓励储能参与并获得补偿收益。”据范霁红介绍,近两年,国内多个省市和地区发布了电力辅助服务建设方案和运营规则,这些规则进一步促进了电力辅助服务市场健康有序的发展,也为储能等新技术以及新市场主体参与电力市场提供了平台。
随着市场和政策的逐步完善,2024年电化学储能装机容量将超过15GW,并保持规模化发展应用趋势。在实现“规模化发展”进程中,储能商业模式的创新必不可少。范霁红认为,储能商业模式的发展将走向“服务、共享和聚合”,需要对电价政策、市场消纳模式、政府政策支持充分研究,满足客户多种需求,实现多元价值,提高储能项目经济性。
近年来,国家电投在储能领域的布局正在不断深入。据范霁红介绍,目前,国家电投储电项目共30余个,投运、在建和前期项目总规模达到1117MW/2518MWh,涵盖新能源发电侧配储能、储能联合火电机组调频、综合智慧能源配储能领域,预计到2020年底投运规模达到402MW/518MWh。
同时,国家电投还拥有储热(冷)项目共40余个,投运、在建和前期项目总规模33,930MWh,其中投运规模达到3289MWh,涵盖可再生能源基地供热、清洁燃煤机组供热、工业园区供热、城镇小区和综合智慧能源供热供冷等领域。
此外,为响应国家标准和政策对新能源场站并网的要求,实践风光储、光储联合运行以及产业协同的规模化储能项目,提高新能源对电网主动支撑能力和并网友好性,国家电投正在加速推进新能源基地配储能;同时,还在综合智慧能源项目中充分发挥储能作为能源“聚合器”的作用,提高能源利用效率,建立全面互联、全面感知、全面智能、全面协同的能源系统。
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日前,甘肃公布深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案(征求意见稿),方案通知,新能源项目进入电力市场交易后,在市场外建立差价结算机制,纳入机制的新能源电价水平(以下简称机制电价)、电量规模、执行期限等由省发展改革委会同省能源局、省工信厅明确。对纳入机制的电量,市
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