首个新能源配储规划技术导则来了：容量、比例等有章可循，储能标准体系指南也在路上
这一文件明确了确定储能配比的一些重要原则，也已提出评价中需考虑的关键参数。明确新能源基地送电配置的新型储能电站“应考虑布局在输电通道送端”。
编辑|小K
据北极星光伏网及“能源发展与政策”公众号今日消息，《新能源基地跨省区送电配置新型储能规划技术导则》（征求意见稿）日前发布。
这一文件明确了确定储能配比的部分重要原则，也已提出评价中需考虑的关键参数。另有行业垂直媒体指出，这是国家层面出台的首份指导新能源储能配置规模的规划技术导则。
意见稿针对“新型储能”给出了明确的概念界定：
为除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目。包括但不限于电化学储能、空气压缩储能、重力储能、抽汽蓄热储能等。
在配置容量分析中，意见稿提出，新能源基地送电配置新型储能的容量应该以需求为导向，充分考虑通道送电曲线及输电电价竞争力约束，通过多方案比选优化配置方案。
同时明确，新能源基地送电配置新型储能主要用于调峰和提高基地送电可靠性，根据调度运行需要可考虑用于为系统调频、作为事故备用等功能。
而配置的新型储能电站“应考虑布局在输电通道送端”。受端电网具备条件的情况下，可进一步优化送端储能配置。电站主要分为分散布置与集中布置两种类型，其中前者主要考虑新能源场站或新能源汇集站，后者主要配置在枢纽变电站或外送通道换流站。
另外，文件指出，今后输电通道可考虑采用柔性直流方案外送纯新能源，则调峰压力全部转移到受端，可考虑在受端建设调峰电源或储能设施，实现通道受入电量与本地负荷的实时匹配。
意见稿也对储能配置规模计算、配置比例、新能源基地送电配置的新型储能技术经济性、财务分析等方面作出相关规定。
值得一提的是，国家能源局2月13日在官网回复称，目前会同市场监管总局编制新型储能标准体系建设指南，加快推进新型储能标准体系建设，推动储能电池、储能系统等涉安全强制性标准研制。下一步，还将积极会同有关部门完善新型储能支持政策，并加强与川渝等地能源主管部门沟通，指导各地加强新型储能规划布局和调度运用，积极开展试点示范，完善配套政策机制，强化产学研用协同，推动全产业链协调发展。
电力系统向“源网荷储互动”升级
“十四五”期间，我国大型风光基地建设提速，新能源并网消纳及跨区电力输送问题亟待解决。
国家能源局市场监管司副司长赵学顺上周也表示，将加快引导电储能、工商业负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等新业态参与系统调节，发挥现有试点的示范效应，推动电力系统由“源随荷动”向“源网荷储互动”升级。
储能的重要性进一步得到凸显。全国所有省（区、市及新疆生产建设兵团）均已不同程度开展新型储能发展政策研究，多地通过开展省级试点示范、制定补贴政策等方式大力推动新型储能发展。
数据显示，截至2022年底，我国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，平均储能时长约2.1小时，比2021年底增长110%以上。
广发证券指出，短期来看，由于建设速度快和缺电力（缺顶峰能力）问题扩大化，峰谷价差进一步拉大，2023年电化学储能有望迎来加速增长；2024年后需要与火电灵活性改造竞争配置。长期来看，电化学储能在调频、调峰、备用场景具有不同价值，应关注电力市场建设进展，若能够对电化学储能在不同场景下的不同价值充分定价，其经济性优势有望更早体现。
另外，还有分析师补充称，在电力输送方面，特高压成为电网投资重点方向，2023-2024年有望迎来新一轮特高压核准和建设高峰。同时，新型电力系统“源网荷储”协同发展下，建议关注微电网投资机会。
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