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分布式光伏强配储能来了!近日,浙江金华市金东区人民政府办公室印发《金东区加快用户侧储能建设的实施意见》的通知。根据通知,积极支持用户侧储能项目建设,新建设的非居民分布式光伏发电项目原则上按照装机容量的10%以上配建储能系统,储能系统额定功率下连续放电时间不低于2小时,提高光伏发电就地消纳能力。光伏项目配建的储能系统可自建或采用储能配额置换交易模式。鼓励企业用户或综合能源服务商根据负荷特性建设储能设施,充分利用目录分时电价机制,主动削峰填谷,优化区域电网负荷需求。
以下为政策原文:
金东区加快用户侧储能建设的实施意见
为加快构建以新能源为主体的新型电力系统,根据《国家发展改革委、国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕1051号)、《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》(浙发改能源〔2021〕393号)等文件精神,结合我区实际,制定本实施意见。
一、总体要求
(一)指导思想
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,深入贯彻落实“四个革命,一个合作”能源安全新战略,全面落实碳达峰碳中和目标,加快用户侧储能建设,建立健全配套机制,进一步提升用户侧储能与源网荷协调互动能力,提升电力系统灵活调节能力和安全保障能力。
(二)工作目标
至2024年,全区建成并网10MW/20MWh用户侧储能项目,“十四五”力争实现30MW/60MWh用户侧储能项目发展目标。适应新型电力系统发展,运用数字化技术聚合储能设备资源,为电力系统提供的容量支持及调峰能力显著提高。
二、主要内容
(一)积极支持用户侧储能项目建设
新建设的非居民分布式光伏发电项目原则上按照装机容量的10%以上配建储能系统,储能系统额定功率下连续放电时间不低于2小时,提高光伏发电就地消纳能力。光伏项目配建的储能系统可自建或采用储能配额置换交易模式。鼓励企业用户或综合能源服务商根据负荷特性建设储能设施,充分利用目录分时电价机制,主动削峰填谷,优化区域电网负荷需求。
(二)优化用户侧储能项目并网服务
区供电局持续加大配电网投资力度,对用户侧储能项目接入的电网侧电力配套设施,延伸投资界面到客户红线。用户侧储能新装、增容项目,应按相关规定完成项目备案后向区供电局办理并网申请手续,经区供电局及相关部门验收合格后方可并网。区供电局要按照积极服务、简洁高效原则,进一步优化内部流程,加快业务办理速度,优先为用户侧储能项目提供电网接入服务。
(三)鼓励用户侧储能参与虚拟电厂负荷调节
积极运用数字化技术对分布式储能设施开展平台聚合,用户侧储能项目应接入金华全域虚拟电厂平台,积极参与电力需求响应和辅助服务,充分发挥灵活、可调性储能资源在新型电力系统中的平衡作用。对参与金华全域虚拟电厂负荷调控的储能项目,按负荷响应期间峰段放电量0.25元/千瓦时给予补贴,负荷响应期为7、8、12、1月份。补贴期自发文之日起至2025年1月31日,补贴资金总额112.5万元,其中2023年度为37.5万元,2024年度和2025年1月为75万元。
(四)建立健全用户侧储能安全保障体系
用户及储能设施投资方明确储能设施安全责任方,并由安全责任方办理相关业务,对储能设施安全运行、管理、维护作出安全承诺,承担因自身原因造成事故引起的一切法律责任。区供电局根据《电力安全工作规程》相关安全管理规定,与用户或储能设施投资方签订《储能系统调度协议》,共同加强对储能系统验收接入及后续运行的安全管理。区级各相关部门落实安全主体责任,强化消防安全管理,有效提升安全运行水平。
三、保障措施
(一)加强组织引导
区发改局要会同有关部门加快用户侧储能发展建设,引导用电量高、负荷峰谷差大的企业建设用户侧储能。
(二)建立协调机制
梳理明确一批用户侧储能示范项目清单,加大对其前期建设工作的统筹协调力度,确保示范项目按期落地、发挥成效。
(三)强化要素保障
鼓励支持社会各类主体参与新型储能项目投资,金融机构开发储能信贷产品;强化财政资金保障,对储能项目参与负荷响应补贴和示范项目建设给予资金支持。
四、其他事项
本实施意见自发布之日起施行,有效期至2025年1月31日。
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2022年,中国新型储能以7.3GW/15.9GWh的新增规模再创新高,发展速度领跑世界,但高速度是否一定带来高质量?远景集团高级副总裁田庆军在近日举办的第十一届储能国际峰会高峰对话上表示,储能作为继风、光后的第三类新能源资产正被广泛关注,但目前的价值创造还不够明显,商业模式还不健全,应重新考虑
业内专家指出,电力系统新能源的主体地位已明确,“十四五”规划明确了碳中和的具体路径,即西部“大型清洁能源基地+外送通道”,东部建设分布式能源,双头并举建设新型电力系统。在减碳目标愿景下,各地“十四五”重点布局新能源投资建设,但“风光”基建潮过后,新型电力系统建设还需克服大基地外送、分布式规模化发展等多项难题。
配置储能已成为“十四五”期间建设光伏项目的必选项。据北极星太阳能光伏网统计,截至目前全国约20个地区出台了光伏+储能相关政策。2021开年以来,已有广西、江西、贵州、山东、海南等12个地区要求新能源项目强配储能,比例在5%~10%之间,连续储能在2小时及以上。
“到2030年我国非化石能源在一次能源占比要从20%提升至25%,风电、光伏发电累计装机要达到12亿千瓦以上。”在“双碳”目标下,以光伏为代表的清洁能源正迎来前所未有的发展机遇。然而受光伏、风电自身波动性、间歇性的缺陷限制,未来风光要实现高比例接入,必将与储能结合。
3月5日,贵州省能源局发布《贵州省风电光伏发电项目管理暂行办法》(征求意见稿)。
根据国家能源局数据,2020年风、光新增装机以120GW创历史新高。截至2020年底,我国风电、光伏并网装机分别达到2.8亿千瓦、2.5亿千瓦。且在国家“30·60”碳减排的宏观背景下,新能源装机仍旧充满想象空间。然而,随着光伏、风电在整个电力系统中渗透率不断提高,新能源如何适配电网成为重中之重。其中
如今,在能源圈,热度居高不下的非储能莫属。包括山东、山西、新疆、内蒙古、安徽及西藏等十几个省份,相继出台相关文件要求光伏、风电等新能源电站加装储能系统。虽然能源圈早就公认“储能是解决光伏、风电等新能源间歇性及波动性,促进消纳、减少弃风、弃光的重要手段”,全面平价时代的临近也让这种
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波动性是新能源的天然属性,电力系统调峰也是不可能回避的旧命题。储能连接上游能源生产与下游消费,是能源产业版图的要塞,也是最为薄弱的一环。新能源配储能的价值不言而喻。一则储能可以调节新能源出力,提升新能源并网友好性;二则新能源可以依托储能参与系统调峰、调频、黑启动,获得辅助服务收入
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