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分时电价全面推广
分布式光伏+储能将协同发展
在电源侧储能之外,最受储能业界关注的当属用户侧工商业储能。但长期以来用户侧储能利用峰谷电价差套利模式仅限于江苏、广东、北京几个省市,甚至局部省份峰谷电价差有缩小趋势,令储能本不富裕的盈利空间再被压缩。中国电价灵活性较差、调度规则不明确,储能的价值得不到公平的体现,电价政策成为我国用户侧储能发展的较大障碍。
由此可见中国储能的发展急需政策的引导和保障。
日前,国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》,文件要求电力系统峰谷差率超过40%的地区峰谷电价差不低于4:1,其他地区不低于3:1,同时还鼓励在高峰电价基础上再上浮20%制定尖峰电价。未来随着该政策推广,各地峰谷价差拉大,将为用户侧储能创造更大发展空间。
此外,据阳光电源顾亦磊介绍,分时电价机制引导用户侧用电价格波动,也符合光伏在用电低谷多发电、储能在负荷高峰放电的模式,因此该政策还将利于“分布式光伏+储能”的推广和发展。随着 “分布式光伏整县推进”模式在全国范围的铺开,分布式配储能的前景也将逐渐显现。
以江苏地区为例,其峰谷电价差最高超过0.7元/度电,淮安海螺11MW/44MWh储能项目以及扬子江船厂17MW/38.7MWh储能项目,均采用了阳光电源的解决方案,利用分时电价机制对储能进行充放电调度管理,缓解了企业高峰用电压力,其中扬子江储能项目每天通过峰谷电价差节省电费3万元以上。又如阳光电源曾参与的湖北首个光储充一体化项目,在充电桩的基础上搭配了分布式光伏和储能,让新能源汽车用上新能源电力,也利用自发自用和分时电价机制提升了充电站的运营能力。
结合 “可再生能源调峰能力”对电源侧储能的支持,以及“分时电价”政策对用户侧储能的促进,顾亦磊表示,储能是构建未来新型电力系统的关键支撑技术,未来集中式和分布式储能将呈现双向并举的态势。
阳光电源是储能领域较早的入局者,早已在集中式储能和分布式储能两条道路做了重点部署,装机规模连续五年位居中国第一,据该公司近日披露的半年报显示,储能营收同比增长267.38%。集中式领域,阳光电源主推的1500V储能系统,在英、美、德等成熟电力市场展开了规模化应用,目前阳光电源参与的80%海外大型储能项目都采用了这种系统。在分布式储能领域,阳光电源也参与了国内外众多项目,帮助用户大幅降低用能成本。据预测,随着分时电价政策的落地和配套政策的指引,以及电池价格的下降,未来1-2年内分布式储能市场会呈现兴起的态势。
据了解,国家能源局后续还将加快出台“十四五”新型储能规划、新型储能项目管理规范等政策文件。顾亦磊认为,随着储能配套政策日趋明确,储能必将为实现“碳达峰、碳中和”保驾护航!
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仅用10天,一座20MWh的大型地面储能电站在保加利亚拔地而起。无需吊机,也没有复杂地基,凭借创新的模块化设计与高效的施工组织,这座位于保加利亚MalkoTarnovo镇的清洁能源项目,实现了前所未有的部署速度,成为模块化储能在欧洲落地应用的又一代表性案例。更重要的是,它所承载的不止是技术突破——
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北极星储能网获悉,5月30日,中国电力发布公告,公司非全资附属公司新源智储能源发展(北京)有限公司与关联方青海海西黄河新型综合能源有限责任公司订立电池储能系统采购合同,为后者持有的青海托素50兆瓦/200兆瓦时储能项目提供储能系统设备及服务,合同金额8920万元(含税费),折合港币约9695.7万
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