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图1 美国2015—2023年大型储能累计规模
Fig.1 Large-scale energy storage cumulative power capacity from 2015 to 2023 of the United States
美国多个州制定了清洁能源发展计划,明确了储能发展目标,如表1所示。以加利福尼亚州为例,2022年2月,其公共事业委员会(CPUC)批准了一项长期清洁能源计划,提出到2032年新增新能源25.50 GW、储能14.75 GW。储能新增规模达到新能源新增规模的58%[10]。同时,加利福尼亚州通过自上而下的采购指令,要求PG&E、SCE、SDG&E等公用事业公司部署电池储能系统,以推动储能发展目标的实现。
表1 美国部分州清洁能源发展计划
Table 1 Clean energy plans of some states in the United States
目前,为满足新能源快速发展需求,加利福尼亚州正在积极部署“光伏+储能”项目,如表2所示,储能配置比例大多超过40%,充放电时长以4 h为主。
表2 加州典型“光伏+储能”项目
Table 2 Typical “solar + storage” projects in California
英国储能政策
英国主要依托其成熟的电力市场机制,通过政策不断完善市场机制,为储能参与电力市场交易提供良好的市场环境,对于储能技术创新提供资金支持,推动储能技术商业化规模化发展。
2.1 完善市场机制
英国主要依托其成熟的电力市场机制,通过政策不断完善市场机制,为储能参与电力市场交易提供良好的市场环境,对于储能技术创新提供资金支持,推动储能技术商业化规模化发展。
2.1 完善市场机制
英国电力和燃气市场监管机构(Ofgem)最早在2004年修订的《电力法》中明确规定发电行业的监管规则适用于电力存储的设施[11]。但Ofgem对于储能的定义模糊不清,储能作为发电主体和终端用户,参与市场存在较大的限制。直到2017年,英国商务能源与产业战略部(BEIS)和Ofgem联合发布《Upgrading Our Energy System:Smart Systems and Flexibility Plan》,将储能作为发电主体的单一分类,而不是终端消费用户,强调了储能在削峰填谷和电力供应保障等方面的作用,计划在储能定义、规划、并网、补贴、交易机制等方面进行调整,消除储能在市场监管等方面的障碍,构建灵活电力市场机制,推动英国储能产业的快速发展[12]。
在市场监管方面,英国将50 MW及以上的储能项目(威尔士地区为350 MW以上)纳入国家重大基础设施项目,由中央政府进行统一规划审批[12],延长了大型储能项目的建设流程。2020年7月,BEIS取消国家规划中对储能部署容量的限制,允许英格兰地区部署50 MW以上储能、威尔士地区部署350 MW以上储能,由地方政府进行规划审批,项目规划周期预期缩短3个月以上[13]。
在储能并网方面,为了实现输配电网建设成本的回收,英国国家电网系统运营商向用户和发电主体征收平衡服务系统使用费,由于早期电力法对储能的定义不清,具备充放电特性的储能会被双重收费,产生高额过网费,降低了储能的实际运营收益。2020年5月,Ofgem明确提出对储能的电价政策进行修订,将储能作为发电主体,在放电时收取费用[14]。
在参与市场方面,英国储能项目参与电力市场获利主要包括峰谷套利、辅助服务、容量市场等,储能参与容量市场的收益较低,但是可以同时参与其他电力市场以提高收益。
在峰谷套利方面,目前,英国日前市场的平均价差显著提高,储能价格不断下降,独立储能或新能源配套储能通过平衡单元等负荷聚合商参与日前市场和平衡市场,已基本具备盈利能力。2022年2月17日的英国日前市场电价如图2所示,峰谷电价差达到200欧元/(MW·h),2 h和4 h储能的平均峰谷套利价差为192欧元/(MW·h)、160欧元/(MW·h)左右。据测算分析,2、4 h储能日均套利价差达到149欧元/(MW·h)(约合人民币1.02元/(kW·h))、111欧元/(MW·h)(约合人民币0.76元/(kW·h)),即可实现盈利(目标杠杆回报率为10%)。
图2 2022年2月17日英国日前电力市场电价
Fig.2 Electricity price in day-ahead market of the United Kingdom on February 17, 2022
在辅助服务方面,英国储能项目主要参与固定频率响应(FFR)和增强频率响应(EFR)等服务。FFR要求一次调频响应时间10 s,持续时间20 s,二次调频响应时间30 s,持续时间30 min[15],一般由可再生能源、储能、负荷参与,2018年,英国国家电网将FFR合同从2年延长至4年,提高了储能参与FFR的收入稳定性。2015年底,英国国家电网引入EFR服务品种,调频响应时间1 s以内,以实现更短时间的系统频率调节[16],目前EFR调频需求主要由储能满足,市场规模从2016年的200 MW增长到2021年的1.2 GW。
2.2 财政补贴
2019年4月起,英国取消了针对小型低碳能源的上网电价补贴政策(feed in tariff,FIT),户用光伏平价上网,延缓了户用光伏市场的增长。在缺乏相应财税补贴的情况下,户用光伏配套储能和户用储能发展缓慢,随着电价差的增大,户用光储和储能将迎来快速增长。
相比之下,英国对于大型储能和储能技术创新提供了一定的资金支持。2017年,英国政府开展法拉第电池挑战计划(Faraday Battery Challenge),到2022年累计为储能项目提供了3.3亿英镑的资金支持,其中1.08亿英镑用于高校等独立机构研究电化学储能前沿技术、市场分析和商业化等,0.9亿英镑用于商业合作机构研究储能成本、性能、回收等,1.2亿英镑用于建设英国电池工业中心,实现电池产能提升和规模化全球化布局。2020年11月,英国政府提出的“绿色工业变革十项关键计划”[17]中计划提供1亿英镑支持能量存储和灵活性创新技术的研究,以实现高比例可再生能源系统下小时、天、月等不同时间尺度的能量存储。
澳大利亚储能政策
与美国相似,澳大利亚为了促进储能的快速发展,在财税支持、市场机制和发展规划等方面制定了较为全面的支持政策,但澳大利亚政府对户用光储的补贴力度较大,因此户用储能的发展规模明显快于大型储能。
3.1 财税支持政策
在大型电池储能项目方面,2012年,澳大利亚可再生能源署(ARENA)成立,为可再生能源技术从早期的实验室技术创新到商业领域的规模化应用提供资金支持。截至2021年,ARENA已累计为39个电池储能项目提供2.2亿澳元资金支持,项目总价值超过9.7亿澳元[18]。2022年ARENA明显加大了对大型储能的支持力度,公布了新一期的1亿澳元储能项目资金支持计划,用于建设电网侧大型储能,为电网提供调峰调频等系统服务[19]。2012年,澳大利亚政府发布了清洁能源金融公司法案,根据法案成立了清洁能源金融公司(CEFC),计划拿出100亿澳元用于澳大利亚可再生能源、能源效率和低排放技术的商业化和部署,同时成立了清洁能源创新基金,为清洁能源项目提供贷款、融资等资金支持,2020—2021年期间,CEFC在可再生能源领域投入超过8.1亿澳元。
在户用光储和储能方面,能源市场委员会(AEMC)通过上网电价(FIT)为家庭建设户用光伏提供补贴,积极推动屋顶光伏发展。目前,已有超过30%的家庭安装屋顶光伏,除此之外,澳大利亚电价近几年也在不断上涨,为光伏配套储能提供了巨大的发展空间。2021年8月,AEMC规定电力公司可以调整光伏上网电价,并在光伏大规模返送时向光伏用户征收上网费,激发了户用光伏配套储能的需求[20]。
在市场需求的基础上,澳大利亚各州政府出台无息贷款、投资补贴等优惠政策,鼓励户用型储能发展。2021年12月,新南威尔士州政府修订《Enpowering Homes Solar Battery Loan》计划,向户用型光储、储能提供最高14 000澳元、9 000澳元的无息贷款[21]。2022年2月,维多利亚州修订《Solar Victoria》计划,向用户提供最高3 500澳元的光伏配套储能投资补贴[22];北领地政府制定了《家庭和企业电池计划(HBBS)》,为用户型储能提供450澳元/(kW·h)、最多不超过6 000澳元的投资补贴[23]。其他各州也纷纷出台与户用储能相关的补贴政策,进一步推动户用储能的规模化发展。
3.2 市场机制
澳大利亚的户用储能在财政补贴的基础上,通过峰谷套利、虚拟电厂等方式参与市场并获取收益,而大型储能项目则通过参与国家电力市场(NEM)盈利。NEM由澳大利亚政府电力部门在1998年成立,由AEMC负责制定规则、能源监管机构(AER)进行监管、能源市场运营机构(AEMO)进行运营,覆盖澳大利亚6个州及地区。NEM的市场机制较为成熟,但是针对大型储能的规则尚不完善,充放电特性要求储能在发电主体和用户两种类别进行注册,双重收费机制影响了大型储能参与市场的收益。因此,2021年12月,AEMC规定储能可以注册为综合资源供应商(IRP),作为单一主体参与市场,解决了储能设施参与NEM的注册流程繁琐、收益降低等问题。
在NEM市场中,大型储能主要参与辅助服务市场和电力现货市场获取收益,2021年澳大利亚在运储能项目参与辅助服务市场以提供频率控制和辅助服务(FCAS)为主,储能时长大多为1~2 h,收入占总收入的80%左右。2021年10月,AEMC将NEM市场结算机制由30 min调整为5 min,进一步提高了储能参与辅助服务的盈利能力。
在电力现货市场方面,AEMC规定电价不得大于15000澳元/(MW·h),不得小于–1000澳元/(MW·h),参考NEM公布的实时电价数据,峰段电价一般大于600澳元/(MW·h),谷段电价一般小于300澳元/(MW·h),基本满足盈利要求,随着可再生能源发电占比增加,电价波动加大,大型储能通过峰谷套利获得的收益会进一步提升。
3.3 发展规划
2021年12月,澳大利亚能源市场运营机构(AEMO)发布2022年综合能源计划(ISP2022),计划到2049年储能规模接近60 GW,预测规模如图3所示[24]。其中,户用型储能(含光储)占比70%,大型电池储能占比20%,抽蓄等其他储能占比10%。
图3 AEMO储能规模预测
Fig.3 AEMO forecast of energy storage capacity
中国储能政策
国内储能发展起步较晚,从2021年开始,国家发改委、能源局相继发布一系列政策,促进新型储能发展。2022年2月,国家发改委、能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》,从电源侧、电网侧、用户侧3个方面给出了新型储能规模化发展的思路和措施,并在市场体系、价格机制、商业模式等方向进一步加快新型储能市场化步伐[25]。2022年6月,国家发改委、能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》[26],进一步明确新型储能市场定位,建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制,引导新型储能行业有序发展。
在储能发展规划层面,湖北、浙江、广东、安徽、河北、内蒙古等省市明确提出储能规划,如表3所示,到2025年新型储能装机共计39.7 GW。其中青海、甘肃储能规模最大,2025年新型储能预计装机6GW。
表3 中国各省市储能规划
Table 3 Energy storage plans of provinces and cities in China
在新能源配套储能方面,目前国内光伏、风电接入规模庞大,为确保新能源消纳和电网安全,20个省(市、自治区)出台了集中式风电、光伏项目强制配套储能的政策要求,但储能配置比例不高,约为10%~20%,配置时长以1~2 h为主。2021年12月,河北省、辽宁省对储能时长的要求已提高到4 h。同时,少数地区出台了分布式光伏项目配置储能的政策要求,山东省枣庄市于2021年11月发布《枣庄市分布式光伏开发建设规范(试行)》,提出按照装机容量的15%~30%、时长2~4 h配置储能设施,或租赁同等容量的共享储能设施。
在市场机制方面,国内现有储能设施主要通过峰谷电价套利、辅助服务获取收益。2021年7月,国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》,提出科学划分峰谷时段,建立尖峰电价机制,健全季节性电价机制。根据各省调研情况,储能的建设成本在1 700元/(kW·h)左右,每天充放电2次,分别在谷段和平段充电,在峰段放电,投资回收期为6~8年。2021年12月,国家能源局发布《电力并网运行管理规定》以及《电力辅助服务管理办法》,明确将用户侧新型储能纳入提供辅助服务的主体范围,并在原有调频调峰的基础上,增加了爬坡、黑启动等辅助服务品种。大多省份(区域)也出台了储能参与调峰辅助服务相关办法和运营规则。参与调峰的储能准入门槛规模均在5 MW/10 MW·h及以上,申报价格上限以0.4~0.6元/(kW·h)居多。
在补贴方面,目前有3个省份及10个地市明确了通过地方财政对储能项目给予补贴。青海省对“新能源+储能”“水电+新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量,给予0.10元/(kW·h)运营补贴(经省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目,在上述补贴基础上,再增加0.05元/(kW·h)补贴),补贴期2年。浙江省对调峰项目(年利用小时数不低于600 h)给予容量补偿,补偿标准逐年退坡,补贴期暂定3年(按200元/(kW·年)、180元/(kW·年)、170元/(kW·年)退坡)。目前来看,政府补贴仍是小范围采用的激励政策,补贴期普遍为2~3年,是当前储能商业模式尚不足以回收投资情况下不得已而采取的辅助措施。
国外储能发展对中国的借鉴和启示
5.1 国内外储能政策总结
随着各国碳排放目标的确立,新能源发展不断提速,储能在电力系统中的作用日益凸显。美国、英国、澳大利亚等国在财税支持、发展规划、市场机制等方面的政策有效促进了储能的进一步增长,而中国虽然起步较晚,规模增长迅速,但在政策上存在相似的一些特点和各自的优势。
(1)各类储能政策的适用范围和局限性有所不同。
财税支持政策是在储能成本较高、投资经济性较低的起步阶段下采取的短期激励性政策,主要适用于户用储能和前沿示范储能技术的研究,推动效果显著,以澳大利亚为例,在各州补贴政策刺激下,户用储能装机规模在2021年底达到132 6 MW。但财税补贴应当作为储能发展阶段的过渡性措施,随着储能规模不断增长需要逐步退出,澳大利亚各州的财税补贴呈梯度式下降,实现了户用储能增长的平滑过渡,而英国财税补贴的直接退出则导致了户用储能发展的停滞。国内目前对储能的补贴政策较少,且居民用户电价差小,收益低,户用储能整体发展缓慢。
储能发展规划是考虑国家及地区电力发展布局制定的长期计划,主要适用于对储能的整体布局,辅助相关政策的制定。美国加州的采购指令和国内新能源配套储能的政策规定,可以有效推动电源侧和电网侧储能的建设,因此国内电源侧及电网侧的储能累计规模占比达到70%。但在英国、澳大利亚政府未做强制约束的情况下对储能的促进作用不明显。
市场机制主要面向参与各类电力市场的储能,通过完善电能量市场、辅助服务市场可以有效提升储能的经济性,通过市场手段满足电力系统的各类需求。以美国为例,大部分储能都布置在电力市场完善区域,加州市场更是占比接近40%,有效满足供电可靠性提升、调峰调频、新能源消纳等需求。相比之下,国内电力市场尚不完善,参与电力市场的限制较多,用户侧储能主要通过峰谷套利获取收益,仅部分地区的电价差能够收回成本,用户投资储能的积极性较低,储能的灵活调节作用无法充分发挥。
(2)储能支持政策需要与储能发展阶段、电力发展布局相适应。
从储能发展阶段看,早期储能规模较小,以试验应用为主,建设投资成本较高,市场参与度较低。因此,虽然美国和英国分别在2007年和2004年对储能参与电力市场进行规定,但参与市场的限制和障碍较多。为鼓励储能发展,美国和澳大利亚分别在2009年和2012年出台财税支持政策。随着储能成本下降,进入快速增长期,参与电力市场以提升收益的需求增加,美国、英国、澳大利亚相继发布法令将储能视为独立市场主体,简化流程,扫清参与市场的障碍。近两年,储能进入规模化发展阶段,美国各州、澳大利亚将储能纳入能源发展计划,对未来不同阶段的储能规模提出要求。
从电力发展布局看,储能发展与新能源发电的快速增长密切相关。以美国为例,2019—2021年,风、光等清洁能源新增装机规模占新增总装机规模的比例分别为65%、78%、70%左右,基本保持大规模开发、高比例接入的趋势。预计2022—2023年,清洁能源新增装机占比将维持在63%左右。在清洁能源快速发展的驱动下,储能进入快速发展阶段,2019—2021年,新增装机规模分别为500 MW、1 500 MW、4 300 MW左右。预计2022—2023年,储能新增装机规模将维持在每年5 000 MW左右,其中60%的储能为光伏配套储能项目。澳大利亚则在户用光储方面具有良好的发展基础,截至2021年底,已有超过30%的澳洲家庭安装了屋顶光伏,结合各州的补贴政策,户用储能将会成为澳大利亚储能规模增长的主力。
中国新型储能正在经历从商业化初期向规模化发展的转变阶段,建设投资成本下降,峰谷套利商业模式在部分电价差较高地区已可以实现盈利,各省也相继出台了新能源和储能的发展规划,确保电源侧和电网侧储能的有序健康发展,但在财税支持和市场机制方面,各地的补贴政策差别较大,2022年6月发文确定独立储能可作为市场主体参与电力市场,且中国的电力市场发展时间较短,机制尚不完善,用户侧储能尚未迎来快速发展期。而在电力发展布局方面,随着碳达峰、碳中和目标的确立,新能源发电快速增长,分布式新能源渗透率不断上升,部分地区出现功率倒送、反向重过载等现象,亟须储能等灵活性资源实现新能源就地就近消纳、区域电力电量平衡。
5.2 对中国储能发展的启示
美国、英国、澳大利亚等国在支持储能发展政策方面的探索,对中国科学稳妥推动储能发展具有一定的借鉴意义。
一是探索研究适用可行的储能财税支持政策。目前储能成本较高,国内主要通过政策等形式推动储能建设,用户投资意愿较低,应当借鉴美国、澳大利亚成功经验,结合中国新能源配套、电网侧、用户侧等各类储能的发展需求和成本下降趋势,深入研究储能投资补贴、税收抵免、无息贷款等财税支持政策的可行性与合理补贴标准,充分调动储能投资的积极性。
二是推动储能作为独立市场主体参与统一电力市场交易。目前国内正在逐步推动储能参与电力市场,但是相应的政策和参与机制尚不明确,用户普遍倾向于自充自用的方式。中国应当加快推进储能参与各类电力市场准入条件、交易价格机制研究,探索面向储能的市场主体类别、参与市场模型,研究建立新型储能参与电力市场价格形成机制,以市场手段驱动储能规模化发展。
三是探索新型储能参与市场的商业模式。目前国内新型储能盈利方式较为单一,在参与峰谷套利的情况下,无法参与辅助服务等其他市场,限制了储能的收益。对于部分规模较小储能,参与市场带来的收益也无法回收建设改造成本,因此需要在原有运营模式的基础上,进一步探索聚合商、共享储能、虚拟电厂等模式,丰富市场参与方式和运营模式。
四是明确分布式新能源配套储能的科学比例。近几年,分布式光伏规模快速增长,预计到2025年将超过1.8亿 kW,对配电网运行控制产生较大的影响,可能产生反向重过载等问题,但政策上尚未对分布式光伏配置储能做出规定。结合分布式新能源开发规模、发电特性、接入方式,开展配电网消纳能力研究,据此因地制宜提出储能配置比例范围和运行控制基本要求,切实推动配电系统“源网荷储”协同发展。
作者介绍:
李敬如(1969—),女,硕士,高级工程师(教授级),从事电力规划设计、技术经济分析、能源互联网等技术研究,E-mail:lijingru@chinasperi.sgcc.com.cn;
万志伟(1996—),男,通信作者,硕士,助理工程师,从事配电网规划设计、储能研究,E-mail:wanzhiwei@chinasperi.sgcc.com.cn;
宋毅(1977—),男,博士,高级工程师(教授级),从事配电网规划技术、分布式发电及储能、综合能源技术研究,E-mail:songyi@chinasperi.sgcc.com.cn;
孙充勃(1987—),男,博士,高级工程师,从事新能源及储能接入、配电网规划设计、仿真计算技术研究,E-mail:sunchongbo@chinasperi.sgcc.com.cn;
金强(1980—) ,男,博士,高级工程师,从事配电网规划设计、微电网容量优化配置、微电网经济评价等技术研究,E-mail:jinqiang@chinasperi.sgcc.com.cn.
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6月24日,国家能源局山东监管办公室发布关于征求《山东省新能源和新型并网主体涉网安全能力提升工作方案》意见的函。方案指出,纳入涉网安全管理范围的新能源和新型并网主体(以下简称并网主体)包括并入电网的各类集中式风电、集中式光伏、分散式风电、分布式光伏、新型储能、虚拟电厂、分布式智能电
北极星售电网获悉,6月20日,贵州电力交易中心关于印发南方区域电力市场贵州省内配套交易规则及实施细则的通知。其中《南方区域电力市场贵州省内配套市场注册实施细则》提到,虚拟电厂(含负荷聚合商)经营主体基本条件(1)与电网企业签订负荷确认协议或并网调度协议,接入新型电力负荷管理系统或电力调
6月6日,湖北电力现货市场结束416天连续试运行后正式转正,成为国家第二批电力现货市场建设试点中首个实现正式运行的省级市场。湖北也成为全国第6个迈入现货市场正式运行的省份。自2021年纳入电力现货市场建设试点以来,湖北积极构建适应新型电力系统的市场化运行机制。立足“水风光三足鼎立、送受电双
2025年6月19日,欧洲议会在法国斯特拉斯堡通过《清洁工业协议决议》及《电网自主倡议报告》,旨在推动欧盟工业脱碳进程并提升能源系统灵活性。《清洁工业协议决议》核心内容该决议聚焦工业部门的绿色转型,提出以下措施:能源成本降低:通过《可负担能源行动计划》推广清洁能源,目标到2030年将欧盟能
德国正在北莱茵-威斯特法伦州靠近荷兰边境的明斯特兰地区规划建设该国最大的电池储能项目之一。据三家参与该项目规划的公司介绍,瓦尔特罗普电池公园的装机功率将达到900MW,储能容量为1,800MWh。这三家公司分别是德国资产管理公司Luxcara、公用事业公司Trianel,以及瑞士公司BKW。目前,Luxcara已经收
北极星储能网获悉,6月25日消息,中节能太阳能股份有限公司发布投资者关系活动记录表,提到中节能太阳能目前储能主要为光伏电站配套储能,合计规模约1500MWh,涵盖磷酸铁锂、全钒液流以及超级电容储能类型,后续公司也将推进工商业储能的开拓及实施。
北极星储能网获悉,6月25日,同心县桃山150MW/300MWh储能电站项目一标段入围公示。评标委员会推荐的前五名入围单位分别为上海电气电力电子有限公司、北京四方继保自动化股份有限公司、深圳市禾望科技有限公司、苏州汇川技术有限公司、天津瑞源电气有限公司。据招标公告显示,项目招标人为西藏树叶电源
回首储能行业刚被抽离政策拐杖之初,整个市场不乏犹疑、焦虑的声音。一方面,以低质产品进行低价竞争得以存活的储能企业陆续黯然离场;另一方面,储能在趋向市场化后更加聚焦价值重构,储能企业也在兼顾安全、效率与成本中愈发“求真”,迸发活力。价值导向下,直面储能安全2024年工信部发布的强制性国
6月23日,江南电力与中国能建江苏院联合体承建的常州市新北区100兆瓦/200兆瓦时新型独立储能电站项目全容量并网。该项目位于江苏省常州市新北区,是江苏省2025年度能源领域重大项目,同时也是常州市首个百兆瓦级新型独立储能示范项目。全站可实现充放电功能,规模100MW/200MWh。项目建成后,每年可为电
北极星储能网获悉,6月25日,常州尚威喀什地区麦盖提县20万千瓦/80万千瓦时综合储能电站示范项目开工仪式在新疆喀什麦盖提县举行。项目由常州尚威环境服务有限公司投资建设,总投资约7亿元,规划用地约90亩,将新建一座200MW/800MWh的储能电站,配套建设1座220千伏升压站及100米外送线路,工程计划于今
北极星储能网获悉,6月25日,东方旭能柯坪40万千瓦/160万千瓦时独立储能项目在新疆阿克苏柯坪县光伏园区正式开工。项目总投资达30亿元,占地200余亩,由东方旭能(山东)科技发展有限公司投建。项目投资建设期预估为6个月,生产运营期为20年。项目建成后,年产值将达到2亿元,贡献税收900万元以上,可解
6月25日,济宁市昊升储能科技有限公司发布山东省嘉祥县梁宝寺200MW/400MWh储能电站项目工程总承包(EPC)招标公告。项目位于山东省济宁市嘉祥县,项目新建200MW/400MWh独立储能电站,升压站内设2台主变建设位置,本期建设1台240MVA(220/35kV)升压主变,储能单元逆变升压后,经35kV集电线路接入升压站35
当地时间6月21日,2025年非洲能源论坛期间,中国能建与英国独立发电商Globeleq签署非洲单体规模最大电池储能电站——南非红沙153MW/612MWh电池储能项目EPC合同,实现了南非市场新突破。项目位于南非北开普省阿平顿市东南约100公里,是南非首轮电池储能独立发电商采购计划项目之一。工程内容包括储能电
据浙江省海港集团24日消息,宁波舟山港梅山低碳码头示范工程风光储一体化项目3号风机已正式并网使用,标志着浙江省首个“绿电码头”全面建成投用。作为浙江省首个港口分散式风电、光伏、储能、微网一体化示范项目,宁波舟山港梅山港区风光储一体化项目包含建设5台6.25兆瓦风机、1个1.72兆峰瓦光伏项目
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