登录
 机构网站
  1. 首页
  2. 情报产品
  3. 快讯详情

《Jupiter Power公司制定12GW储能项目开发规划》

  • 来源专题：可再生能源
  • 编译者： 武春亮
  • 发布时间：2024-11-13

  • 据外媒报道，日前，美国电池储能系统开发商兼运营商Jupiter Power公司获得2.25亿美元企业信贷融资。

    Jupiter Power公司在10月31日宣布已经完成了融资，此次贷款的牵头安排人是巴克莱银行、汇丰银行美国分行和三井住友银行。

    Jupiter Power公司表示，这笔资金将用于该公司扩大其投资组合，增加其在美国已投入运营或部署的2575MWh电池储能系统。此外，该公司还制定了部署和运营12GW储能项目开发规划。

    汇丰银行和巴克莱银行的高管为此评论说，这笔交易凸显了两家银行为低碳能源转型项目融资的承诺。

    巴克莱银行全球可持续项目融资主管James Edmonds表示：“储能系统对于满足灵活性的需求至关重要，这就是我们很高兴与Jupiter Power公司开展合作的原因。”

    汇丰银行美洲可再生能源主管Paul Snow表示：“汇丰银行与Jupiter Power公司的首次合作不仅加强了主要清洁能源项目获得融资的承诺，而且为我们实现全球净零经济目标提供支持。”

    Jupiter Power公司成立于2017年。该公司在其部署前六个电池储能项目期间表示，其商业模式并不是基于开发具有长期承购合同的储能项目，而是基于在电网中寻求为电池储能系统能够带来最大效益并获得最高市场收入的战略位置。

    与许多其他开发商一样，这意味着Jupiter Power公司最初的重点是ERCOT公司服务的德克萨斯州，该公司在该市场于2022年初上线了运营其首个110MW/200MWh电池储能系统。同年晚些时候，该公司为其在德克萨斯州的第一个650MWh储能组合筹集了1.75亿美元债务融资，并聘请Energy Vault公司作为储能系统集成商，开始在德克萨斯州开发更多储能项目并将其业务扩展到加利福尼亚州。

    Jupiter Power公司在2023年继续筹集资金。2023年7月，First Citizens银行为Jupiter Power公司计划在德克萨斯州部署的320MWh储能项目提供7000万美元融资。2023年12月，该银行又为该公司休斯顿市区部署的一个大型电池储能项目提供6500万美元融资，该项目最近已经上线运营。

    该公司还在缅因州和马萨诸塞州等其他州开发电池储能项目。最近，该公司一直在寻求批准，在埃克森公司的一座废弃的仓库部署一个700MW电池储能系统。

    而在今年，美国电池储能系统开发商宣布了一系列大型融资交易。其中包括今年6月，Canadian Solar公司的子公司Recurrent Energy公司在亚利桑那州为一个1200MWh电池储能项目获得5.13亿美元融资，而在一个月后，Intersect Power公司为德克萨斯州的三个储能项目完成了两笔总额为8.37亿美元的融资交易。

    然而，对于一些电池储能系统开发商来说，自从8月以来，美国储能市场似乎相对平静。一些消息人士评论说，这是因为资本市场在美国大选前夕收紧了支出。

  • 原文来源：https://news.bjx.com.cn/html/20241112/1410219.shtml
50浏览量
原文链接
相关报告

  • 《广东：新增光伏项目12GW，推动新能源发电项目能并尽并》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2023-05-30
    • 5月24日，广东省能源局发布了《广东省推进能源高质量发展实施方案》的通知。通知提到，全面构建安全高效清洁低碳的能源供应体系，构建清洁低碳的新型能源体系。大力发展可再生能源。 其中，积极发展光伏发电。坚持集中式和分布式并举，大力发展分布式光伏，因地制宜建设集中式光伏电站项目。在公共建筑、产业园区、基础设施、农业农村等重点领域积极推广光伏发电应用。 规模化开发海上风电。推动海上风能资源集中连片开发利用，打造广东海上风电基地；加快推动已纳入规划的海上风电场址建设；有序推进国管海域场址项目试点示范，组织做好新项目业主竞争性配置和国管海域项目示范开发等工作。 光伏和风电项目：新增建成阳江沙扒、汕尾甲子、汕头勒门、揭阳神泉、惠州港口、湛江外罗、珠海金湾等约800万千瓦海上风电项目；开工建设阳江青洲、阳江帆石、汕尾红海湾、珠海高栏等约1200万千瓦海上风电项目。新增投产太阳能光伏发电项目约1200万千瓦。 推动新能源发电项目能并尽并。统筹新能源发电、配套储能，送出工程同步规划、同步建设、同步投运。到2025年，全省可再生能源发电装机规模达到7900万千瓦。 促进新型储能发展。积极拓展新型储能多元化应用场景，推进“新能源+储能”建设，规划引导独立储能合理布局，鼓励用户侧储能发展。完善新型储能参与电力市场机制和电网调度运行机制，建立健全储能标准规范，提升储能建设质量和运营安全水平。积极推动新型储能技术创新，促进新型储能与大数据中心、5G基站、数字电网等新型基础设施融合应用，支持各地开展源网荷储一体化、多能互补、虚拟电厂等试点、示范。 推进新能源发电配建新型储能，按需推进独立储能电站布局建设，新增投产佛山南海、梅州五华电网侧独立储能电站、万里扬端州独立储能电站等项目，鼓励工商业企业、产业园区等配建用户侧储能电站，到2025年建成投产约300万千瓦新型储能。 广东省能源局关于印发广东省推进能源高质量发展实施方案的通知 各地级以上市发展改革局（委）、惠州市能源和重点项目局，有关能源企业： 为贯彻落实国家和省委、省政府关于高质量发展的工作部署，切实推动广东能源高质量发展，我们研究制定了《广东省推进能源高质量发展实施方案》，现印发给你们。请结合实际，抓好贯彻落实。 广东省能源局 2023年5月22日 广东省推进能源高质量发展实施方案（2023-2025年） 高质量发展是全面建设社会主义现代化国家的首要任务。能源是经济社会发展的基础和动力，能源高质量发展是经济社会高质量发展的必然要求，是中国式现代化建设的有力支撑。为贯彻落实省委、省政府关于高质量发展的工作部署，全力推动我省能源高质量发展，特制定本实施方案。 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，全面贯彻党的二十大精神，深入贯彻习近平总书记关于能源工作的重要指示和批示精神，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，认真践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，以能源安全保障为首要任务，以能源绿色低碳为发展方向，以能源改革创新为根本动力，推动能源发展质量变革、效率变革、动力变革，加快建设新型能源体系，实现能源更加安全、更加绿色、更加高效、更高质量的发展，为经济社会持续健康高质量发展提供坚实的能源保障。 （二）基本原则。 ——坚持统筹协调、绿色发展。把握国内外发展形势，加强顶层设计，认真落实碳达峰碳中和目标要求，坚持先立后破，通盘谋划，处理好近期和长远、发展和减排的关系，加快优化调整能源结构，推动发展方式绿色转型，坚定不移走生态优先、绿色低碳的高质量发展道路。 ——坚持多元互补、智慧高效。推动多能源品种协调发展，加强多渠道、多主体能源供给，构建多元化能源保障体系，保障能源供应安全。推进“多能互补”和“源网荷储一体化”建设，推动能源与互联网、人工智能、区块链等先进信息技术深度融合，构建智慧能源系统，促进能源系统高效运行。 ——坚持创新引领、改革赋能。坚持把创新作为引领能源高质量发展的第一动力，持续加大能源科技创新投入力度，努力破解制约能源发展的关键技术，打造高端能源创新平台，推动能源科技自立自强。促进新技术新模式新业态发展应用，加快重点领域和关键环节改革步伐，提高能源资源配置效率。 ——坚持市场主导、政府推动。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，深化能源市场化改革，推进能源体制机制创新，构建公平开放、竞争有序的能源市场体系。更好发挥政府作用，在规划引领、政策扶持、市场监管等方面加强引导，营造良好发展环境。 （三）主要目标。 到2025年，能源高质量发展取得重大进展，能源安全保障能力大幅提升，能源绿色低碳转型成效显著，能源发展新模式新业态竞相迸发，关键核心技术自主创新实现突破，重点领域、关键环节改革取得实质性进展，协同配置资源能力有序顺畅，能源发展更有效率、更加公平、更可持续，更好地满足人民群众美好生活用能需要。多元安全的能源供应体系进一步完善，省内电力装机容量达到2.6亿千瓦，其中非化石能源发电装机占比达到44%左右。非化石能源成为能源消费增量的主体，消费比重达到29%左右。电气化水平全国领先，电能占终端能源消费比重提升至40%左右。 二、全面构建安全高效清洁低碳的能源供应体系 （一）全力确保能源供应安全。 1.加强油气供应保障。 加大南海油气资源勘探开发力度，加快推进中海油乌石17-2、中海油恩平等油气田勘探开发，争取实现油气资源增储上产。到2025年，原油产量超过1800万吨/年、天然气产量达到100亿立方米/年左右。推进LNG接收站及配套码头、管道等设施建设。强化天然气战略合作，鼓励稳妥有序在国际市场签订长期采购协议，完善市场化调节机制，拓展多元化采购渠道，保障海外进口稳定供应。组织上游供气企业与用户全面签订供气合同，通过合同落实全年及供暖季资源，确保民生用气实现合同全覆盖。（省能源局、各市能源主管部门，有关油气企业） 2.做好煤炭供应保障。 加强与国内煤炭主产省区衔接合作，提升年度国内电煤中长期合同签约量，规范合同签约履约行为，督促供需双方按时按量履行中长期合同，加强运力统筹协调，保障煤炭长期稳定供应。落实国家煤炭进口政策，拓宽煤炭进口渠道，促进各关区进口煤通关便利化，全力保障我省发电进口用煤需求。完善广东省电煤实时监测预警系统，督促省内煤电企业落实国家要求的煤炭最低库存制度。（省能源局、各市能源主管部门，有关煤炭储运企业、有关电厂） 3.提升电力运行调节能力。 持续优化电力运行调度。完善电力供需监测预警联动机制，强化发电运行和燃料供应监测。加强发输电设备运行维护管理和一次燃料供应保障，确保统调机组稳定可靠运行，挖掘地方机组、自备电厂顶峰发电潜力。常态化加强机组非计划减出力监测预警，确保枯汛交替、迎峰度夏、迎峰度冬等关键时期骨干机组尽发满发。优化系统运行方式，加强调度智能化建设，推动建设适应新能源发展的新型智慧化调度运行体系。（省能源局、各市能源主管部门，广东电网公司、深圳供电局） 提升需求侧响应能力。加快新型电力负荷管理系统建设和应用，储备一批高效、快捷、可控的负荷调节能力，实现负荷精准控制和用户常态化、精细化用能管理。健全电力需求响应市场化机制，提升需求响应能力，支持用户侧储能、电动汽车充换电基础设施、分布式发电等用户侧可调节资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与市场化需求响应，打造实时可观、可测、可控的需求响应系统平台，力争2025年我省市场化需求响应削峰能力达到最高负荷的5%。（省能源局，广东电网公司、深圳供电局、广东电力交易中心） 4.加强能源储备能力建设。 积极推进煤炭储运能力建设。建立以港口公共煤炭储运和电厂等大型用煤企业自有储备相结合的煤炭储备体系。建成珠海港高栏港区国家能源煤炭储运中心扩建工程；新建、扩建湛江港、阳江港等码头煤炭泊位，完善煤炭接收与中转储备梯级系统。鼓励支持省内骨干燃煤电厂通过改造现有储煤设施、扩建储煤场地等措施，进一步提高存煤能力。力争到2025年全省煤炭储备能力达到3300万吨，按照国家要求持续提升政府可调度煤炭储备能力，完成600万吨的政府可调度储备任务。（省能源局、有关市能源主管部门，有关煤炭储运企业、有关电厂） 提升储气能力。建立健全地方政府、供气企业、管输企业、城镇燃气企业各负其责的多层次天然气储气调峰和应急体系。统筹地下储气库、液化天然气（LNG）接收站等储气设施规划布局建设，形成以沿海LNG储罐为主，可替代能源和其他调节手段为补充，管网互联互通为支撑的多层次储气调峰系统。2023年及以后，各县级以上政府形成不低于保障本行政区域5天日均消费量的储备能力，城镇燃气企业形成不低于其年用气量5%的储备能力。（省能源局、有关市能源主管部门，有关天然气企业） 完善石油储备体系。稳步建设湛江、茂名、揭阳三大原油商业储备基地，加快形成政府储备、企业社会责任储备和生产经营库存有机结合、互为补充，实物储备、产能储备和其他储备相结合的石油储备体系。（省能源局、有关市能源主管部门，有关石油企业） 5.完善能源输送网络。 加强电网建设。稳步推进全省电网目标网架建设，坚持“合理分区、柔性互联、安全可控、开放互济”的原则，逐步构建以粤港澳大湾区500千伏外环网为支撑、珠三角内部东西之间柔性直流互联的主网架格局。优化升级区域网架，加强网源协同，统筹优化海上风电、核电、煤电、气电等电源基地送出通道。加快配电基础设施和新能源微电网建设、改造和智能化升级，提升与分布式能源、电动汽车和微电网的接入互动与柔性控制能力，满足高质量和个性化用电需求。大力实施农网巩固提升工程、乡村电气化工程，提升农村电网供电可靠性和电压合格率，强化乡村电力基础设施和公共服务布局，助力建设宜居宜业和美乡村。（省能源局、有关市能源主管部门，广东电网公司、深圳供电局） 加强油气管道建设。以完善管网布局和加强衔接互联为重点，加快油气管网基础设施规划建设，构建布局合理、覆盖广泛、外通内畅、安全高效的油气管网体系，提高互济保供能力。优化原油、成品油管道布局，提高成品油管输比例，加强成品油跨区调配。加强油气基础设施信息化智能化建设，进一步提升管道系统管理水平。大力推进天然气管网建设和整合，加快形成“全省一张网”。（省能源局、有关市能源主管部门，有关油气企业） 专栏2 能源安全保障项目 1.油气勘探：重点建设中海油乌石17-2、中海油恩平等油气田群开发项目。 2.电网：建设投产珠西南外环配套500千伏线路工程、500千伏东莞西南部受电通道工程、500千伏珠东南局部网架优化工程等目标网架第二阶段工程；建设投产500千伏楚庭（穗西）、电白、澄海、汕尾输变电工程，以及江门500千伏鳌峰开关站扩建第一台主变工程；建设投产东莞220千伏宁洲电厂接入系统工程、500千伏惠州太平岭核电一期接入系统工程等骨干电源送出工程，加快推进新增规划煤电和海上风电配套送出工程；建设藏东南至粤港澳大湾区±800千伏特高压直流输电工程。 3.油气管网：建设粤东天然气主干管网惠州—海丰干线等天然气主干管道完善工程，穗莞干线和珠中江干线互联互通工程，惠州阳江、华瀛等LNG接收储备项目外输管线，燃气电厂供气专线等项目。 4.能源储备：建设投产湛江、茂名、揭阳商业储备库；建设投产国家管网集团深圳LNG接收站、潮州华瀛LNG接收站、广东珠海LNG扩建项目二期工程、惠州LNG接收站项目、潮州闽粤经济合作区LNG储配站、阳江LNG调峰储气库、广州南沙LNG应急调峰气源站；建设珠海国能煤炭储运中心及燃煤电厂储煤设施等。 （二）构建清洁低碳的新型能源体系。 1.大力发展可再生能源。 规模化开发海上风电。推动海上风能资源集中连片开发利用，打造广东海上风电基地；加快推动已纳入规划的海上风电场址建设；有序推进国管海域场址项目试点示范，组织做好新项目业主竞争性配置和国管海域项目示范开发等工作。（有关市能源主管部门，广东电网公司、有关可再生能源开发企业） 积极发展光伏发电。坚持集中式和分布式并举，大力发展分布式光伏，因地制宜建设集中式光伏电站项目。在公共建筑、产业园区、基础设施、农业农村等重点领域积极推广光伏发电应用。（有关市能源主管部门，广东电网公司、有关可再生能源开发企业） 因地制宜发展陆上风电和生物质能。结合资源条件，在远离居民生活区且风能资源较为丰富的区域适度开发集中式陆上风电，因地制宜发展分散式陆上风电。因地制宜开发生物质能，统筹规划垃圾焚烧发电、农林生物质发电、生物天然气项目开发。（有关市能源主管部门，广东电网公司、有关可再生能源开发企业） 推动新能源发电项目能并尽并。统筹新能源发电、配套储能，送出工程同步规划、同步建设、同步投运。到2025年，全省可再生能源发电装机规模达到7900万千瓦。（有关市能源主管部门，广东电网公司、有关可再生能源开发企业） 2.积极安全有序发展核电。 在确保安全的前提下，有序推进惠州太平岭核电一期、陆丰核电5、6号机组和廉江核电一期建设，全力推动惠州核电3、4号机组、陆丰核电1、2号机组项目尽快获国家核准，积极争取国家支持茂名绿能项目、台山核电5、6号机组、台山第二核电项目等增补纳入国家核电发展规划并开展前期工作，支持廉江、陆丰、岭澳等现有场址扩建项目滚动开发，推进揭阳、阳西等规划内厂址前期工作。到2025年，核电装机规模达到1854万千瓦。（有关市能源主管部门，中广核集团，国家电投集团，中核集团） 3. 加快布局建设抽水蓄能电站。 积极推进梅州二期、云浮水源山、汕尾陆河、肇庆浪江等抽水蓄能电站项目建设。重点布局建设对系统安全保障作用强、对新能源规模化发展促进作用大、经济指标相对优越的抽水蓄能电站，因地制宜开展中小抽水蓄能电站建设。到2025年，抽水蓄能发电装机规模达到968万千瓦，开工建设规模达到980万千瓦以上。（有关市能源主管部门，南方电网、省能源集团、深圳能源集团等） 4.促进新型储能发展。 积极拓展新型储能多元化应用场景，推进“新能源+储能”建设，规划引导独立储能合理布局，鼓励用户侧储能发展。完善新型储能参与电力市场机制和电网调度运行机制，建立健全储能标准规范，提升储能建设质量和运营安全水平。积极推动新型储能技术创新，促进新型储能与大数据中心、5G基站、数字电网等新型基础设施融合应用，支持各地开展源网荷储一体化、多能互补、虚拟电厂等试点、示范。到2025年，储能装机容量达到300万千瓦。（各市能源主管部门，有关储能企业） 5.加强托底保障电源建设。 推进灵活性气电建设。综合考虑调峰需求、建设条件、天然气资源保障情况，在负荷中心合理规划布局建设调峰气电。引导新建气电机组配置FCB功能，具备孤网运行能力和黑启动功能，提高抗灾保障能力；积极规划建设汕尾、湛江、茂名市抗灾保障电源。在工业园区、产业聚集区等热负荷需求高的地区，按照“以热定电”原则合理布局天然气热电联产及分布式能源站项目，为区域实施集中供热、供电、供冷，实现能源高效循环利用。到2025年，气电规模达到约5500万千瓦。（省能源局、各市能源主管部门，广东电网公司、有关发电企业） 合理建设先进支撑煤电。逐步推进煤电从基础性电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型。立足我国以煤为主的资源禀赋，“十四五”期间，按照“先立后改、超超临界、不选新址”的原则，推动新增煤电项目规划建设。对服役期满的煤电机组，结合电力热力供需形势和机组状况，按照延寿运行、“关而不拆”转为应急备用和关停拆除等方式分类处置。推进现有煤电机组节能降耗、供热改造和灵活性改造，推动燃煤自备电厂广泛参与电力调峰，推动煤电机组CCUS技术发展及全流程系统集成和示范应用。（省能源局、各市能源主管部门，广东电网公司、有关发电企业） 专栏3 新型能源体系项目 1.可再生能源：新增建成阳江沙扒、汕尾甲子、汕头勒门、揭阳神泉、惠州港口、湛江外罗、珠海金湾等约800万千瓦海上风电项目；开工建设阳江青洲、阳江帆石、汕尾红海湾、珠海高栏等约1200万千瓦海上风电项目。新增投产太阳能光伏发电项目约1200万千瓦。 2.核电：新增投产惠州太平岭核电一期项目；建设陆丰核电5、6号机组、廉江核电一期项目；推动惠州核电3、4号机组和陆丰核电1、2号机组项目核准开工；支持茂名绿能项目、台山核电5、6号机组、台山第二核电项目等增补纳入国家核电有关规划，支持廉江、陆丰、岭澳等现有场址扩建项目滚动开发，推进揭阳、阳西等规划内厂址前期工作。 3.抽水蓄能：推进梅州二期、云浮水源山、汕尾陆河、肇庆浪江、惠州中洞、阳江二期、河源岑田、茂名电白抽水蓄能电站建设；争取开工建设肇庆谠山、清远水晶背、清远天湖、肇庆长滩抽水蓄能电站。 4.新型储能：推进新能源发电配建新型储能，按需推进独立储能电站布局建设，新增投产佛山南海、梅州五华电网侧独立储能电站、万里扬端州独立储能电站等项目，鼓励工商业企业、产业园区等配建用户侧储能电站，到2025年建成投产约300万千瓦新型储能。 5.煤电：新增投产华电丰盛汕头、神华国华清远、华润西江等约1300万千瓦煤电。推进建设华能海门5-6号机、华润海丰3-4号机等煤电项目。 6.气电：新增投产广州珠江二期、广州开发区东区热电、粤华（黄埔电厂）“气代煤”、大唐宝昌热电扩建、惠州丰达二期等约2000万千瓦气电项目；开工建设华能东莞谢岗、广州发展增城旺隆、深圳福华德“上大压小”等气电项目。 7.数字电网：建成南沙国家级“5G+数字电网”示范区、南方电网数字生产示范——南沙明珠湾起步区智能运维体系、广州光储充检一体化智能充电站示范项目等重点项目，加快珠海、横琴、东莞松山湖等示范数字电网建设。 三、全面构建科学节约的能源消费体系 （一）加强高质量发展用能保障。 完善能源消耗总量和强度调控，重点控制化石能源消费，原料用能和可再生能源消费不纳入能源消耗总量和强度控制，为高质量发展腾出用能空间，为增强产业链供应链韧性强化支撑。有序实施重大项目能耗单列，保障国家重大项目合理用能需求。聚焦十大战略性支柱产业和十大战略性新兴产业集群，推动能耗要素向产业带动强、技术水平先进、绿色低碳的先进制造业项目倾斜。严把增量“两高”项目关口，鼓励与推动“两高”项目通过“上大压小”“减量替代”“搬迁升级”等方式进行产能整合，坚决遏制高耗能、高排放、低水平项目盲目发展。（省能源局、各市节能主管部门） （二）大力推动重点领域节能降碳。 对标能效先进水平，深入推进煤电、钢铁、有色、建材、石化、化工等行业节能降碳升级改造。打造节能低碳交通运输体系，调整优化运输结构，大力推动交通领域电动化，推广节能和新能源车船。提升建筑节能标准，推行绿色建造工艺和绿色建材，加强超低能耗和近零能耗建筑示范。推动公共机构能耗定额管理，全面开展节约型公共机构示范单位创建。提升数据中心、5G等新型基础设施能效水平，加快绿色数据中心建设。（省能源局、各市节能主管部门，有关企业） （三）加快终端用能电气化。 在交通、建筑、工商业和民生等领域因地制宜、稳步有序推进经济性好、节能减排效益佳的电能替代，逐步扩大电能替代范围。加快新能源汽车推广应用，大力推进电动汽车充电基础设施建设，加快建设适度超前、科学布局、安全高效的充电网络体系。到2025年，全省规划累计建成集中式充电站4500座以上、公共充电桩25万个以上。积极开展车网互动示范，在广州、深圳、佛山、东莞、珠海建设车网互动充电站V2G示范工程。全面推广建设港口岸电设施，推动电动船舶试点应用。到2025年电力占终端能源消费比重达到40%以上。（省能源局、各市能源主管部门，广东电网公司、深圳供电局、广东电力交易中心） 四、全面构建能源科技创新和产业发展体系 （一）完善能源科技创新体系。 加强创新能力和创新平台建设。围绕节能降碳、新能源、数字化智能化改造等技术研发应用，加强科研机构、高等院校、企业等产学研合作，建设一批国际一流的能源科技创新平台。推进先进能源科学与技术广东省实验室及分中心建设，支持国际知名企业在广东设立研发中心，鼓励新能源龙头企业与国外领军企业合作开展技术研究。引进和培养高层次人才和创新团队，提升能源科技创新及产业竞争力。（省能源局，各市能源主管部门） 着力突破关键核心技术。瞄准能源科技和产业变革前沿，加快新能源开发、天然气水合物、新型电力系统等方面的技术研发，提升优势领域持续创新能力。从源网荷储各环节挖掘技术创新潜力，大力推广应用一批关键技术与重大装备，支撑新能源快速发展，推动新型电力系统建设。鼓励各市出台专项支持政策，加大核能、燃机、海上风电、光伏发电、氢能、智能电网、碳捕获利用与封存等领域核心装备研制支持力度，依托重点工程推动能源技术装备攻关和产业链融合发展。加强产学研用融合，鼓励开展技术和应用场景等分类示范、首台（套）重大技术装备示范，提升核心技术装备自主可控水平。推动数字技术融入能源产、运、储、销、用各环节，构筑能源系统各环节数字化、智能化创新应用体系，带动能源系统全要素生产率提高。（省能源局，各市能源主管部门，有关企业） （二）打造万亿新能源产业集群。 做大做强优势产业。做大做强海上风电装备制造业，加快形成集整机制造与叶片、电机、齿轮箱、轴承等关键零部件制造，以及大型钢结构、海底电缆等加工生产为一体的高端装备制造基地，提前布局海上风电运维基地。不断壮大太阳能产业，支持光伏设备、逆变器、封装、浆料等企业做大做强，重点支持高效低成本晶硅太阳能电池生产和关键设备制造，推动钙钛矿及叠层电池、柔性薄膜电池、光伏组件回收利用等先进技术研发；补强电池片等核心设备短板，提升高效电池片制造设备自主生产能力，做强光伏产业链。推进先进核能产业布局，依托惠州加速器驱动嬗变研究装置和强流重离子加速器装置、先进能源科学与技术广东省实验室、江门中微子实验站等先进科研平台，持续推进先进核能产业发展。发挥产业集聚效应，推动核技术应用产业链上下游向广东集聚，以中广核集团为龙头，构建核能研发、设计、建设、管理和运营服务完整产业链，推动深圳核电研发总部、惠州非核试验研究基地、阳江组件试验基地建设，完善广州南沙、深圳龙岗核电产业基地。依托东莞松山湖北区燃气分布式能源、中山板芙镇燃气分布式能源等项目，推动国产H-25系列燃气轮机首台套示范应用，依托东方电气南沙基地建设燃机运维中心。（省能源局、各市能源主管部门，有关企业） 培育壮大新兴产业。大力发展储能产业，建设省新型储能制造业创新中心，推进产学研用协同示范基地和规模化实证基地建设。加强新型储能电池产业化技术攻关，优化锂电池制造、关键材料、系统集成及装备制造、电池回收利用产业区域布局，提升全产业链集聚化程度，支持钠离子储能电池技术研发和产业化。创新储能项目营运模式，强化储能标准体系建设。推动压缩空气、飞轮储能等其他新型储能技术的应用突破。聚焦氢能核心技术研发和先进设备制造，加快培育从氢气制备、储运、燃料电池电堆、关键零部件和动力系统集成的全产业链。多渠道增加氢气供给能力，适度超前建设氢气储运加基础设施，利用低温氢燃料电池产业先发优势，形成广州-深圳-佛山-东莞环大湾区核心区车用燃料电池产业集群。适应柔性直流输电技术进步和电网数字化转型发展需要，推进小微传感器、大功率电子器件等核心设备国产化，大力发展电力专用芯片、智能传感、通信与物联、智能终端、电力大数据、智能输变配工程集成等产业，壮大智能电网产业链。（省能源局，各市能源主管部门，有关企业） 专栏4 能源科技产业项目 1.科技创新：加大核能、燃机、海上风电、光伏发电、氢能、智能电网、碳捕获利用与封存等领域核心装备研制支持，提升核心技术装备自主可控水平。 2.优势产业：推动建设阳江年产200套海上风电叶片制造基地、“四个一体化”海上风电装备制造产业园项目、爱旭高效晶硅N型太阳能电池项目、碲化镉光伏发电玻璃扩产项目。 3.新兴产业：推动建设赣锋锂电（东莞）公司年产10GWh新型锂电池及储能总部项目、锂电池隔膜生产制造基地、坎德拉飞轮储能系统生产建设项目、高性能锂电池材料项目、国家电投华南氢能产业基地项目、中科富海中山大型低温装备制造产业基地项目。 五、全面构建现代化的能源治理体系 （一）健全能源法规、标准体系。 加强能源高质量发展法治建设，修订完善能源领域地方法律法规，健全适应能源高质量发展需要的能源法律规章体系，推进《广东省成品油流通管理条例》《广东省大气污染防治条例》制修订，增强法律法规的针对性和有效性。研究和制修订清洁高效火电、可再生能源发电、核电、储能、氢能、清洁能源供热、新型电力系统等领域技术标准和安全标准，提升能源标准化水平，推动太阳能发电、风电等领域标准国际化，支持行业协会、龙头企业牵头研提地方标准、行业标准和企业标准。（省能源局、各市能源主管部门） （二）深入推进能源体制改革。 坚持能源市场化改革方向，全面形成“放开两头、管住中间”的能源运行管理体制机制，完善能源价格形成机制。进一步深化电力市场化改革，全面构建“中长期+现货+辅助服务”电力市场体系，积极建设完善电力现货市场。建立统一、多层次电力市场体系，推进南方区域电力市场建设，实现不同层次电力市场高效协同、有机衔接。完善有利于可再生能源优先利用的市场交易机制，促进绿色电力交易，支持微电网、分布式电源、储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力市场。推动天然气市场化改革，完善天然气价格形成机制，加强油气管网公平开放监管，持续推进天然气基础设施向第三方开放。（省能源局，广东电网公司、深圳供电局、广东电力交易中心，有关油气企业） （三）深化“放管服”改革。 持续推动能源领域简政放权，继续委托或下放行政许可事项。进一步优化能源领域营商环境，对标对表国际先进持续提升“获得电力”服务水平，进一步缩短企业获得电力时间，降低企业用能成本。破除制约市场竞争的各类障碍和隐性壁垒，落实市场准入负面清单制度，支持各类市场主体依法平等进入负面清单以外的能源领域。优化清洁低碳能源项目核准、备案流程，简化分布式能源投资项目管理程序。（省能源局、各市能源主管部门，广东电网公司、深圳供电局、广东电力交易中心） （四）完善能源安全监管体系。 建立健全能源行业数据统计体系，健全能源安全监测预警体系，强化能源行业运行监测分析。制定极端情形下的能源应急预案，增强重特大自然灾害、突发事件应急处置能力。建立健全能源供应安全风险辨识管控制度，完善隐患排查治理制度。加强石油天然气长输管道风险点危险源和高后果区管控，做好油气管道安全保护。加强应急演练，提高快速响应能力。（省能源局、各市能源主管部门，有关能源企业） 六、全面构建互利共赢的能源合作体系 （一）积极谋划外电接续送电。 积极协调外来电力保供增供，确保西电东送落实送电协议计划，稳定西电东送能力。谋划中远期外来清洁电力供应，加快推动藏东南至粤港澳大湾区输电工程核准开工，争取藏东南澜沧江上游清洁能源基地送电南方电网第I、II回输电工程纳入国家规划并推动实施，积极开展青海清洁能源基地送电广东前期工作，支持开展新疆、内蒙清洁能源基地送电广东研究论证。支持与周边省区电网互联互通，提升应急互保能力（省能源局、有关市能源主管部门，南方电网公司、广东电网公司，有关能源企业） （二）支持煤炭与煤电联营、煤电与新能源联营。 按照“市场为主、企业自愿”的原则，促进煤炭与煤电、煤电与新能源企业合作联营。鼓励支持我省电力企业与外省煤炭企业开展联营，通过项目合资、单向或交叉持股等方式实现优势互补，增强电煤供应保障能力。支持煤电与新能源互补开发，统一送出、统一调度，提高送出通道利用率，提升新能源消纳能力，建立兼顾煤电灵活性与新能源低碳化的联营模式。（省能源局、有关市能源主管部门，南方电网公司、广东电网公司，有关能源企业） （三）深化区域能源合作。 加强与能源资源富集国家和地区合作，积极引进煤炭、石油、天然气等能源资源。引进一批国际知名专业贸易商，做大做强能源进口、转口贸易，形成定点、定量稳定供应模式。支持省内能源企业“引进来”与“走出去”相结合，消纳吸收能源领域国际先进技术，努力突破关键、核心技术“卡脖子”问题。支持在“一带一路”沿线重点国家地区积极布局，开展双边多边合作，拓展能源市场。（省能源局、有关市能源主管部门，南方电网公司、广东电网公司，有关能源企业） 七、保障措施 （一）加强组织实施。 依托省能源重大项目建设指挥部、省保障电力供应协调领导小组、省煤电油气运协调机制等统筹组织实施能源高质量发展各项工作。各地市要建立健全能源高质量发展工作协调机制，明确职责分工，细化工作方案，精心组织实施，加强省市、部门、政企协同联动，及时协调解决突出问题，确保各项任务措施落实落细落地。 （二）加大政策支持。 完善能源高质量发展相关支持政策，推进能源安全保障、能源绿色低碳转型、能源重大项目建设、能源体制机制改革等重点任务实施，推动完善能源价格政策，健全能源市场机制，落实可再生能源消纳责任权重政策，推动绿电市场交易和认证政策落地，落实金融支持，加强用地、用林、用海、能耗、环评等要素保障。 （三）强化项目建设。 优化投资结构，加强项目储备，有序推动重大项目建设，形成“储备一批、开工一批、建设一批、投产一批”的循环持续发展态势，力争更多项目纳入国家规划和省重点项目计划。坚持资源跟着项目走的原则，加大对重大项目的要素保障，加强对重大项目建设全流程监督管理和指导服务。 （四）严格监督评估。 按照实施方案确定的发展目标、主要任务和职责分工，建立信息反馈和评估机制，定期调度落实进展情况。结合年度工作进展对能源高质量发展情况进行总结评估，适时组织开展督查评估，充分发挥专家和社会评价对推动能源高质量发展的引导作用。
    101浏览量
    原文链接

  • 《《广西新型储能发展规划（2023—2030年）》印发》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2023-05-06
    • 5月4日，广西壮族自治区发改委印发《广西新型储能发展规划（2023—2030年）》，文件提出：预计“十四五”时期全区风电、光伏发电装机将分别新增不低于1800万千瓦、1300万千瓦。到2025年，实现新型储能由示范应用进入商业化应用初期并向规模化发展转变，全区新型储能装机规模力争达到300万千瓦左右，其中集中式新型储能并网装机规模不低于200万千瓦。根据广西“十四五”集中式新型储能布局规划，共14地市总规模合计3.5GW。 积极发展电源侧新型储能。建设配置合理新型储能的系统友好型新能源电站或集群，推动高精度长时间尺度功率预测、智能调度控制、频率/电压/惯量调节主动支撑控制等创新技术应用，保障新能源高效消纳利用，提升新能源并网友好性和容量支撑能力。加快推进南宁横州、崇左大型风电光伏基地项目，以及桂林、贵港覃塘、梧州藤县等多能互补一体化项目配套储能设施建设。结合北部湾海上风电基地大规模开发，开展海上风电配置新型储能研究。鼓励结合整县分布式光伏开发试点、分散式风电建设配置新型储能设施。鼓励煤电机组配置新型储能进行联合调频，鼓励煤电机组通过配置新能源和新型储能发展“风光火储一体化”模式，提升电厂运行特性和整体效益。支持区内核电建设新型储能开展调峰调频及多场景应用。 因地制宜发展电网侧新型储能。鼓励在新能源大规模汇集送出的关键电网节点布局新型储能，缓解新能源消纳、调峰调频和大规模新能源接入电网压力。支持在负荷密集接入、电力供需形势紧张的地区布局新型储能，保障电力供应安全稳定。结合农村电网巩固提升工程，在偏远地区的电网末端、海岛等，合理布局电网侧新型储能或风光储电站，提高供电保障能力。在缺乏网间联络的独立供电区，通过新型储能提高电力供应保障水平、促进可再生能源开发利用。推动在变电站变压器重过载、输变电走廊（站址）资源紧张或项目建设难度大、季节性临时性负荷增长等地区，依托既有土地资源或输变电设施建设新型储能电站，延缓或替代输变电设施投资。在电网大容量关键输电通道近区合理配置新型储能，为电网安全稳定运行提供保障。 分级分类管理。自治区新型储能规划根据全区电力系统发展、新能源和新型储能项目建设发展情况提出集中式新型储能布局规划建议，并定期滚动调整。适时组织开展全区集中式新型储能示范项目建设，优先支持符合布局规划、电力系统亟需、前期工作充分、技术示范性强、落实租赁共享协议的项目纳入示范。纳入自治区年度建设方案的风电、光伏发电、多能互补、源网荷储一体化等项目的配建新型储能项目视同列入自治区新型储能规划。延缓和替代电网投资的电网侧新型储能项目须经过充分技术经济论证后，纳入自治区新型储能规划。集中式新型储能项目由各市根据全区布局规划统筹做好项目备案管理，优先推进布局规划范围内的项目。 全文如下： 广西壮族自治区发展和改革委员会关于印发《广西新型储能发展规划（2023—2030年）》的通知 各市发展改革委，各电网企业、各有关能源企业： 为贯彻落实《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）《国家发展改革委国家能源局关于印发〈“十四五”新型储能发展实施方案〉的通知》（发改能源〔2022〕209号）等文件精神，引导我区新型储能技术和产业健康发展，现将《广西新型储能发展规划（2023—2030年）》印发给你们，请认真贯彻执行。 广西壮族自治区发展和改革委员会 2023年4月25日 广西新型储能发展规划（2023—2030年） 新型储能是指除抽水蓄能以外的多种储能，技术形态主要包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能，以及氢（氨）储能、热（冷）储能等。新型储能是加快构建新型电力系统的重要技术手段和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，是催生能源新业态、促进产业高质量发展的重要领域。为贯彻落实《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）、《国家发展改革委国家能源局关于印发〈“十四五”新型储能发展实施方案〉的通知》（发改能源〔2022〕209号）等文件精神，引导新型储能技术和产业健康发展，按照自治区“十四五”能源、电力、可再生能源等专项规划要求，重点明确“十四五”时期新型储能发展规模与布局规划，提出发展目标和主要任务，并展望至2030年。 一、发展基础 广西新型储能处于起步发展阶段，在试点应用、政策体系构建、装备制造产业布局等方面均开展了有益探索。 （一）积极推动“新能源+储能”规模化发展。 2021年起广西开始推动新型储能规模化发展。2021年纳入全区建设方案的市场化并网陆上风电和光伏发电项目建设规模为669万千瓦和1416万千瓦，分别要求按照项目装机容量的20%、15%比例配建新型储能设施，总容量346万千瓦，时长不低于2小时。2022年，印发《广西壮族自治区发展和改革委员会关于印发推进广西集中共享新型储能示范建设的通知》，在全区开展集中共享新型储能示范项目建设，引导新能源年度建设方案明确的市场化并网新能源项目配套储能以集中共享形式加快建设，首批示范项目12个，总规模162万千瓦/364万千瓦时。2022年底，武鸣平陆共享储能电站（装机容量5万千瓦/10万千瓦时）并网试运行，成为南方五省区范围内首个市场化独立运行的大容量共享储能电站。 （二）新型储能装备制造产业布局开始起步。 随着全区新能源汽车的加快普及和新能源汽车制造业的迅速发展，动力电池开始实现本地化生产和大规模应用。广西依托有色金属、稀土资源优势，以及华友钴业、鹏辉能源、顺应动力电池等头部企业，着手加快发展锂电新材料、储能电池等电化学储能产业链。持续加大新型储能相关产业引进力度，顺利推进比亚迪弗迪年产70吉瓦时动力和储能电芯、35吉瓦时储能系统集成产线在南宁开工建设，远景能源等智慧储能制造基地也相继开工，新型储能相关产业布局初步形成。 （三）新型储能发展配套政策持续完善。 探索建立新型储能政策体系，先后出台并完善了峰谷分时电价方案，制定了“十四五”时期深化价格机制改革实施方案等政策，印发实施《推动新型储能参与电力市场和调度运用工作方案》、《加快推动广西新型储能示范项目建设的若干措施（试行）》，为新型储能商业应用和市场化价格形成创造了有利条件。支持新型储能发展的市场机制逐步完善，广西电力调峰辅助服务市场完成正式交易申报，现货市场建设稳步推进，新能源逐步进入电力市场，为后续新型储能参与电力市场交易、探索市场化商业模式、拓宽新能源消纳空间奠定了基础。 二、面临形势 （一）发展机遇。 “十四五”时期，是推进广西能源高质量发展的关键时期。新型储能对于推动落实碳达峰碳中和目标具有关键作用，是建设以新能源为主体新型电力系统的重要支撑，将迎来广阔的市场发展空间，面临前所未有的发展机遇。 构建新型电力系统为新型储能发展提供重大机遇。新型电力系统要求源网荷储各环节协调互动，具有绿色低碳、安全可控、灵活高效、智能互动等特征。碳达峰碳中和战略部署下，新能源发展按下“加速键”，预计“十四五”时期全区风电、光伏发电装机将分别新增不低于1800万千瓦、1300万千瓦，风电、光伏发电等新能源出力稳定性差，新能源消纳压力和电网安全运行风险加大。同时，广西电力需求旺盛，供需形势紧张，且广西主电网属于南方区域西电东送重要通道，对电力安全保供和安全稳定运行提出了更高要求。新型储能具有多重功能，具有快速响应特性，可作为灵活性资源削峰填谷，平抑新能源并网波动性，扩大新能源消纳空间，对提升电力系统调节能力、顶峰能力、应急备用能力、运行效率、安全稳定水平具有重要支撑作用。 能源科技革命为新型储能技术进步创造了有利条件。新型储能技术和产业发展已成为能源技术创新的关键领域之一。以锂离子电池为代表的电化学储能技术发展迅猛，钠离子电池、液流电池、压缩空气储能等技术逐步具备规模化发展条件，飞轮储能、超级电容、固态电池、储氢等创新储能技术百花齐放，技术进步预计将带动系统成本持续下降。广西可利用后发优势，加快布局新型储能装备制造产业、重大技术装备、技术适用性研究平台，紧紧抓住新型储能发展机遇。 新型储能产业将为全区经济发展注入积极动力。新型储能产业是战略性新兴产业的重要组成部分，目前全区已具备新型储能部分材料、电池的生产条件及下游新能源储能应用市场。立足广西“三大定位”和区位优势，充分发挥产业、市场基础作用，加快布局集材料、电池组、器件、系统集成、创新应用于一体的新型储能全产业链，有利于形成“双循环”新发展格局下的产业发展新动能，催生能源生产消费新模式新业态，为全区经济发展注入积极动力。 （二）面临挑战。 技术发展尚在起步。国内外除锂离子电池储能外，其他形式的新型储能技术大多仍处在起步阶段，循环寿命、成本、安全性等方面仍存在不足。广西新型储能产业链尚不健全，新型储能产业和技术应用以锂离子电池为主，仅储备有少数全钒液流电池应用项目，其他储能技术尚属空白，亟需加快技术研发和示范应用。 商业模式亟需突破。当前新型储能技术经济性仍有进步空间，新型储能参与各类电力市场机制需进一步完善，项目建设和运营成本有待市场化疏导，新模式新业态不够丰富，稳定、可持续的投资收益机制尚未形成，市场主体对新型储能投资仍处于观望状态。 管理体系有待健全。广西缺少大容量新型储能项目经验，施工调试、并网验收、运行检修、安全环保等技术标准，以及项目管理、安全管理、调度运行等机制等尚不健全。 安全运行存在风险。电化学储能属于能量高度密集的化学集成设备，具有易燃易爆特性，长期运行存在一定安全风险。储能电站项目运行经验积累仍有不足，风险暴露不充分。储能电站风险预警、消防应急处置等难题尚未解决。 三、总体要求 （一）指导思想。 坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大精神，深入贯彻落实习近平总书记对广西“五个更大”重要要求、视察广西“4.27”重要讲话和对广西工作系列重要指示精神，按照自治区第十二次党代会部署要求，完整准确全面贯彻新发展理念，深入落实“四个革命，一个合作”能源安全新战略，以碳达峰碳中和为目标，坚持以技术创新为内生动力、以市场机制为根本依托、以政策环境为有力保障，加快构建技术、市场、政策等全方位驱动的良好发展局面，推动全区新型储能实现商业化、规模化、产业化发展，为加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供有力支撑。 （二）基本原则。 坚持统筹规划、协同发展。强化规划引领作用，加强与能源、电力相关规划衔接。统筹新型储能产业上下游发展，差异化布局发展全产业链。针对各类应用场景，因地制宜多元化发展，优化新型储能建设布局，推动源网荷各侧协同发展。 坚持创新引领、示范先行。坚持技术多元、场景多元、投资主体多元，鼓励商业模式和体制机制创新，加快开展一批新型储能示范项目建设，先行先试形成典型经验全面推广。推动技术创新应用、产业升级、成本下降，有效支撑新型储能产业市场化可持续发展。 坚持市场主导、有序发展。明确新型储能独立市场地位，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府引导。完善电力市场化交易机制和价格形成机制，建立健全市场管理体系，探索新型储能市场新模式。 坚持立足安全、规范管理。加强新型储能安全风险防范，明确新型储能产业链各环节安全责任主体，严格落实国家新型储能项目管理规范和技术标准，严格核心部件产品安全质量要求，逐步完善新型储能技术、管理、监测、评估体系，加大行业监管力度，保障新型储能项目建设运行的全过程安全。 （三）发展目标。 到2025年，实现新型储能由示范应用进入商业化应用初期并向规模化发展转变，全区新型储能装机规模力争达到300万千瓦左右，其中集中式新型储能并网装机规模不低于200万千瓦。新型储能技术创新能力显著提高，产业体系培育壮大，适应新型储能发展的市场机制初步建立健全，市场环境和商业模式基本成熟。电化学新型储能示范应用取得明显成效，氢储能及其他创新储能技术的示范应用实现突破。提高电力系统调节能力成效明显，支撑新型电力系统建设取得阶段性进展。 到2030年，新型储能实现全面市场化、多元化发展。新型储能核心技术装备产业链成熟完备，创新水平显著提高，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全。新型储能技术路线实现多元化发展，与抽水蓄能形成高效互补。新型储能多重灵活调节功能更加凸显，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，在推动碳达峰碳中和领域发挥显著作用。 四、规划布局要求 需求导向，合理布局。积极引导新能源电站以市场化方式配置合理规模的新型储能。根据电力需求、负荷特性、电源结构、电网网架等电力系统特征，科学确定各区域建设规模，引导项目合理布局。 集中建设，高效利用。发挥新型储能“一站多用”的作用，鼓励优先建设集中式储能电站，提高利用效率。单个集中式储能电站装机容量规模以不低于10万千瓦为宜，时长不低于2小时，场地条件允许的项目可适当提高建设规模。发挥新型储能布局灵活的特点，就近就地高效利用。 因地制宜，科学选址。项目应在国土空间规划指导下，落实生态保护、耕地保护，综合考虑城乡发展、消防安全、交通运输、水文地质等要求，优先在消防、应急、电网接入等条件方便、经济，且远离居民生活区的地区选址。 五、主要任务 （一）加快推广应用，推动新型储能规模化发展。 优先发展集中式储能电站。鼓励新能源发电企业及各类市场主体，通过自建、合建等方式建设集中式独立储能电站，积极发挥新型储能在电力运行中调峰、调频、系统备用、爬坡、黑启动等多种作用，促进新能源消纳、缓解大规模新能源汇集压力、加强负荷高峰供电能力、提高电网安全稳定运行水平。在重点区域布局一批集中共享储能示范项目。探索试点建设大型新型储能调峰电站。 积极发展电源侧新型储能。建设配置合理新型储能的系统友好型新能源电站或集群，推动高精度长时间尺度功率预测、智能调度控制、频率/电压/惯量调节主动支撑控制等创新技术应用，保障新能源高效消纳利用，提升新能源并网友好性和容量支撑能力。加快推进南宁横州、崇左大型风电光伏基地项目，以及桂林、贵港覃塘、梧州藤县等多能互补一体化项目配套储能设施建设。结合北部湾海上风电基地大规模开发，开展海上风电配置新型储能研究。鼓励结合整县分布式光伏开发试点、分散式风电建设配置新型储能设施。鼓励煤电机组配置新型储能进行联合调频，鼓励煤电机组通过配置新能源和新型储能发展“风光火储一体化”模式，提升电厂运行特性和整体效益。支持区内核电建设新型储能开展调峰调频及多场景应用。 因地制宜发展电网侧新型储能。鼓励在新能源大规模汇集送出的关键电网节点布局新型储能，缓解新能源消纳、调峰调频和大规模新能源接入电网压力。支持在负荷密集接入、电力供需形势紧张的地区布局新型储能，保障电力供应安全稳定。结合农村电网巩固提升工程，在偏远地区的电网末端、海岛等，合理布局电网侧新型储能或风光储电站，提高供电保障能力。在缺乏网间联络的独立供电区，通过新型储能提高电力供应保障水平、促进可再生能源开发利用。推动在变电站变压器重过载、输变电走廊（站址）资源紧张或项目建设难度大、季节性临时性负荷增长等地区，依托既有土地资源或输变电设施建设新型储能电站，延缓或替代输变电设施投资。在电网大容量关键输电通道近区合理配置新型储能，为电网安全稳定运行提供保障。 探索用户侧新型储能集中式发展。鼓励在工业集聚区布局新型储能，积极支持铝产业、水泥、钢铁、化工等高耗能用户结合实际用能需求集中建设新型储能设施，利用分时电价机制引导用户削峰填谷，优化区域电网负荷特性，降低用户综合用电成本。鼓励百色铝工业、贵港水泥工业聚集地区等开展用户侧储能试点工作，示范带动其他行业用户侧储能加快发展。 专栏2新型储能示范项目 集中共享新型储能示范项目：加快推进第一批集中共享新型储能示范项目建成投产。适时在柳州北部、桂林北部、梧州市、玉林南部等地区开展第二批集中共享新型储能示范项目建设。 多能互补一体化项目配套储能项目：南宁横州市、崇左、来宾象州县、桂林、贵港覃塘区、梧州藤县、河池环江县、防城港上思县、百色田阳县、钦州等一批风光储项目配套储能项目。鼓励开展“风光火储”、“风光水储”等一体化示范。 常规电源配置储能项目：探索开展一批火储、水储联合调频示范项目。 大型新型储能调峰电站项目：在南宁、柳州、桂林、梧州、玉林等具备条件的内陆地区或内陆火电机组既有厂址，探索试点建设装机规模30万千瓦及以上或时长4小时及以上的大型新型储能调峰电站。 （二）积极试点示范，鼓励新型储能多元化发展。 开展多元技术路线试点示范。持续推进技术成熟、低成本锂离子电池技术商业化应用。在具备条件地区，加快开展全钒液流电池等容量型储能技术试点示范。重点开展钠离子电池、固态锂离子电池等高能量密度储能技术试点示范应用。推动飞轮储能、超导储能、超级电容储能等功率型储能技术示范应用。加快可再生能源富余电力制（储）氢技术研究和示范应用，探索储热、储冷、制氨等多种形式和更长时间周期储能技术应用。以需求为导向，推动多种储能技术联合应用，探索多技术路线复合型储能试点示范。 专栏3新型储能技术示范 全钒液流电池、铁铬液流电池、锌溴液流电池等技术示范。 钠离子电池、固态锂离子电池技术示范。 锂离子电池高安全规模化示范应用。 超导储能、超级电容储能技术示范。 飞轮储能技术示范。 风光储氢一体化、核能制氢等技术示范。 复合型储能技术示范。 促进分布式储能灵活多样应用。针对工业、通信、金融、互联网等用电量大且对供电可靠性、电能质量要求高的电力用户，根据优化商业模式和系统运行模式需求配置新型储能，提高综合用能效率效益。围绕大数据中心、5G基站、工业园区、公路服务区等终端用户，以及具备条件的农村用户，依托分布式新能源、微电网、增量配电网等配置新型储能，探索电动汽车在分布式供能系统中的应用，提高用能质量，降低用能成本。积极推动不间断电源、充换电设施等用户侧分散式储能设施建设，探索电动汽车、智能用电设施与电网双向互动模式，鼓励虚拟电厂等聚合技术应用示范，提升用能灵活性。围绕政府、医院、数据中心等重要电力用户需求，在安全可靠前提下，建设一批移动式或固定式新型储能作为应急备用电源。结合全区新型基础设施建设，积极推动新型储能与智慧城市、乡村振兴、智慧交通等领域的跨界融合。 推进源网荷储一体化协同发展。通过优化整合电源侧、电网侧、用户侧资源，合理配置各类储能，在确保电网安全稳定运行的前提下，鼓励以源网荷储一体化方式开展内部联合调度，提高源网荷储灵活互动水平，最大化调动或发挥负荷侧调节响应能力。在工业负荷大、新能源条件好的地区，鼓励开展源网荷储一体化绿色供电园区建设。 （三）强化科技创新，推动新型储能产业化发展。 加快全产业链建设。以建链为重点，以“链主”企业为核心，壮大国内龙头企业队伍，培育本土企业发展，重点打造上游储能电池新材料、中游高效电池组及集成、下游配套服务与电池回收为核心的全产业链，推动新型储能产业向成套化、高端化、智能化方向发展，打造在西南地区乃至全国具有影响力的新型储能装备特色产业集聚区。依托比亚迪弗迪、国轩高科、鹏辉能源、多氟多、华友、中伟等驻桂企业，发挥产业配套和集聚效应，加快完善上下游供应链。促进电化学储能与新能源汽车动力电池产业链上下游贯通协同，增强产业链供应链韧性。 专栏4新型储能产业发展重点方向 重点发展以锂离子电池、液流电池、钠离子电池、固态电池、氢燃料电池为主的新材料、关键零部件、高效电池组和成套装备，提高新型储能装备自主供给能力。在南宁、柳州、玉林、钦州等设区市建设一批储能电池新材料产业基地，健全先进适用正负极材料、电解质、隔膜、集流体等产业链，支持区内铝箔、铜箔等关联企业开展集流体延链补链技术升级。在南宁、桂林等地区探索依托钒矿资源发展全钒液流电池产业链。鼓励有条件的地区开展蓄热换热、压缩空气、飞轮储能、电解制氢、氢能储运等装备产业布局。鼓励电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）及相关芯片、电子元器件、软件系统等的研发和制造。鼓励具备条件地区提前布局储能电站退役管理、电池回收产业，实现废旧电池及储能材料的资源化和循环利用，研究电池一致性管理、安全评估和溯源系统。积极完善咨询设计、技术研发、检测认证、运营维护、应急管理、大数据应用等配套服务业。 加强先进技术攻关。鼓励企业、高校及科研院所等加强新型储能理论、关键材料、单元、模块、系统、储能安全等技术攻关，开展新一代储能电池关键技术和工程化应用研究。加快攻关液流电池、钠离子电池、固态电池、燃料电池等关键技术。研究超级电容、超导、飞轮、压缩空气、液态金属电池、金属空气电池、储氢（氨）等储能技术，以及适合南方地区的低温蓄冷、储热等实用技术。加大电化学储能系统安全预警、高效灭火及防复燃、储能电站整体安全性设计、储能电池寿命检测和状态评估等全过程安全技术投入力度。研究规模化储能主动支撑控制技术、储能集群协同优化运行技术、分布式储能聚合互动技术等智慧调控技术，开展源网荷储协同、虚拟电厂、市场化交易等领域关键技术研究。 推动产学研用融合发展。支持产学研用体系和平台建设，吸引更多人才、技术等高端要素向新型储能产业聚集，促进教育链、人才链和产业链的有机衔接和深度融合。加快推进新型储能技术创新中心、工程研究中心、重点实验室等创新平台建设，鼓励申报自治区级、国家级创新平台，加大对创新平台的支持力度，加速成果转化。鼓励政府、企业、金融机构、技术机构等联合组建新型储能发展基金和创新联合体，优化创新资源配置。鼓励区内高校加强学科建设，深化多学科人才交叉培养，培养一批新型储能专业人才和复合人才。支持相关企业、科研院所等持续开展新型储能应用布局、商业模式、政策机制、标准体系等方面的工作，为新型储能行业发展提供科学决策。 （四）完善市场机制，加快新型储能市场化步伐。 明确新型储能独立市场主体地位。推动具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，作为独立主体参与电力市场。推动以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，选择转为独立储能项目。积极支持独立储能项目参与电力中长期交易、现货、辅助服务等各类电力市场。推动独立储能电站以独立调度对象身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，纳入电力并网运行及辅助服务管理。 建立健全新型储能市场交易机制。完善广西电力中长期、辅助服务市场，加快推进电力现货市场建设。研究新型储能参与各类型电力市场的准入条件、交易机制、技术标准和价格形成机制等。鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场，鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与市场交易的模式。鼓励新型储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式参与电力辅助服务，完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，丰富电力辅助服务交易品种。鼓励进一步扩大电力中长期市场、现货市场交易价格上下浮动幅度，为用户侧储能发展创造空间。 健全新型储能价格机制。完善支持用户侧储能发展的价格机制，根据电力供需实际和经济高质量发展需要，适时适度拉大峰谷分时电价价差，建立与电力现货市场相衔接的需求侧响应补偿机制，推动用户侧积极配置储能，降低高峰用电需求，减少接入电力系统的增容投资。落实国家有关电网侧独立储能电站容量电价机制，科学评估新型储能替代输变电设施的投资效益，探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。 创新新型储能商业模式。鼓励建设集中共享新型储能项目，建立健全新型储能容量租赁机制，积极引导和鼓励市场化并网单体新能源项目在全区范围内通过向集中共享储能电站租赁容量的方式落实储能配置需求，鼓励签订与新能源项目全寿命周期相匹配的协议或合同。鼓励通过“容量租赁费+电力辅助服务收益”模式疏导新型储能成本，积极支持各类市场主体创新共享储能商业模式。 拓展新型储能投资运营模式。鼓励有实力的新能源投资企业、储能运营商、电网企业等联合投资建设集中式新型储能项目。积极引导各类有意愿的社会资本投资建设新型储能项目，建立健全社会资本建设新型储能公平保障机制。创新储能合作投资模式，鼓励投资主体采用多种合作模式实现电站共建、服务共享。探索源网荷储一体化和多能互补项目协调运营和利益共享机制。 （五）规范行业管理，健全新型储能管理体系。 规范项目审批。根据国家能源局《新型储能项目管理规范（暂行）》和《广西壮族自治区企业投资项目核准和备案管理办法》等有关文件要求，新型储能项目实施属地备案管理，项目备案内容、项目变更、建设要求等按《新型储能项目管理规范（暂行）》执行。 分级分类管理。自治区新型储能规划根据全区电力系统发展、新能源和新型储能项目建设发展情况提出集中式新型储能布局规划建议，并定期滚动调整。适时组织开展全区集中式新型储能示范项目建设，优先支持符合布局规划、电力系统亟需、前期工作充分、技术示范性强、落实租赁共享协议的项目纳入示范。纳入自治区年度建设方案的风电、光伏发电、多能互补、源网荷储一体化等项目的配建新型储能项目视同列入自治区新型储能规划。延缓和替代电网投资的电网侧新型储能项目须经过充分技术经济论证后，纳入自治区新型储能规划。集中式新型储能项目由各市根据全区布局规划统筹做好项目备案管理，优先推进布局规划范围内的项目。 强化安全管理。明确产业上下游各环节安全责任主体，加强全过程责任落实和安全管控，严格落实项目准入、设计咨询、施工调试、质量控制、并网调度、运行维护、应急消防处置等各环节安全管理要求。项目业主要严格履行安全生产主体责任，落实全员安全生产责任制，建立健全风险分级管理和隐患排查治理双重预防体系。严格设备和核心部件把关，根据相关技术要求，优选安全、可靠、环保的产品。加强新型储能项目运行状态监测，实现对新型储能项目安全运行情况的全方位监督和评估。 健全标准体系。落实国家、行业新型储能有关标准体系。加快成立自治区新型储能相关行业协会，加强新型储能全产业链、安全、多元化应用相关标准制定研究。支持龙头企业、科研院所、创新平台等有关单位主持或参与新型储能领域相关标准制定修订工作。结合广西实际，适时制定与国家标准和行业标准相匹配的地方标准。加强储能标准体系与现行能源电力系统相关标准的有效衔接。完善新型储能并网性能、辅助服务性能等相关技术要求，加快开展规模化储能集群调控、分布式储能聚合调控等相关技术标准研究。电网企业要牵头加快制定出台储能电站接入电网系统的安全设计、并网技术、运行控制等技术标准，以及测试验收、安全隐患排查、电池系统定期检验、应急管理等规范规则。健全新型储能检测和认证体系，积极培育新型储能产业检测认证机构。 做好并网运行调度管理。电网企业要根据新型储能项目布局规划，统筹开展电网规划和建设，建立和优化适应新型储能项目建设周期的接网工程项目建设管理流程，明确并网接入、调试验收流程与工作时限，公平无歧视为新型储能项目提供电网接入服务，加大纳入自治区示范以及规划布局范围内新型储能项目的并网支持。电网企业应坚持按市场化原则，积极优化储能调度运行机制，提升新型储能利用率，加快制定完善各类型储能设施调度运行规程和调用标准，明确调度关系归属、功能定位、运行方式等，对于暂未参与市场的配建储能设施，尤其是新能源配建储能设施，应做好科学调度。保障社会化资本投资的储能电站得到公平调度。 六、环境影响分析 根据《中华人民共和国环境影响评价法》对规划实施进行环境影响评价，切实减少新型储能发展对生态环境的影响。 （一）环境影响分析。 新型储能项目建设施工期间，主要有噪声、扬尘、废水、固体废物、植被破坏、水土流失等环境影响；新型储能项目运行期间，主要有电磁辐射（工频电场、磁场）、噪声、固体废物、废液、危险废物等环境影响。 （二）环境保护措施。 规划实施过程中严格执行储能电站环境影响评价制度。加强覆盖新型储能项目布局、建设、运营和退役等全生命周期的环境保护，储能企业要严格执行环境保护和污染防治规定，加强项目建设和生产运行过程中的环境监测和事故防范。坚守生态保护红线和永久基本农田，在规划选址、并网线路等方面严格落实生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和生态环境准入清单要求。依法依规科学避让自然保护地、重要湿地和红树林湿地等生态敏感区域。强化施工期声环境保护及大气、水、固体废物污染防治措施，加强储能项目建设过程中的水土保持和环境保护修复。采取措施降低储能设施运行噪音和电网电磁辐射等区域性环境影响。按规定设置疏散通道、消防灭火设施和综合消防技术措施，制定火灾、爆炸等应急预案。严格落实危险废物处置要求，对废弃电池及电子元件按相关规定处置，强化储能电池气体、电解液等意外泄露和变压器事故排油的预防、监测和紧急处理措施。 （三）环境保护预期效果。 新型储能项目通过严格执行相应环境保护和污染防治措施并达到有关标准要求后，环境风险事故出现概率较低，对生态环境的影响在可接受的范围内。通过新型储能技术应用，可提高新能源和可再生能源消纳水平，实现化石能源消费替代，为实现碳达峰碳中和目标做出重要贡献。 七、保障措施 （一）强化组织实施。 建立健全自治区发展改革委、科技厅、工业和信息化厅、自然资源厅、生态环境厅、住房城乡建设厅、应急厅、市场监管局、林业局，国家能源局南方监管局，各电网企业、储能企业等单位组成的工作协调机制。做好新型储能与国土空间、能源、电力等规划的衔接。加强沟通协调，建立健全覆盖项目投资建设、并网调度、运行考核、价格形成等方面的配套机制，统筹推进新型储能产业安全、高质量发展。各有关市、县要落实属地责任，科学有序推进项目建设，精心组织实施。各有关企业是规划实施的主体，要切实抓好项目建设、运营，确保规划顺利实施。 （二）加大政策支持。 按照自治区有关规定，将符合条件的新型储能示范项目按程序纳入自治区层面统筹推进重大项目，在符合国土空间规划的前提下保障用地等要素指标。强化财政资金支持，有效利用现有中央预算内专项等资金渠道，积极支持新型储能关键技术装备产业化及应用项目。按规定落实相关税收优惠政策。拓宽新型储能社会投资渠道，鼓励金融投资机构为新型储能工程和装备产业化项目提供绿色金融支持，鼓励提供优惠的信贷支持措施，创新金融服务。加大“新能源+储能”支持力度，对于超出规定比例落实调节能力的市场化并网新能源项目，结合储能技术水平和系统效益，在保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面给予适当倾斜。 （三）加强监督评估。 自治区发展改革委组织开展规划评估工作，密切跟踪规划实施情况，必要时按程序对规划进行滚动修编。建立健全涵盖项目实施、并网接入、市场机制建设、调度运行、安全管理等方面的闭环监管机制，保障新型储能发展全环节、全过程安全规范、公平公正、高效利用。强化新型储能项目动态监测和评估，各设区市发展改革部门要定期将备案的新型储能项目报送至自治区发展改革委并抄送国家能源局南方监管局，要会同相关部门定期清理和废止长时间未开工的项目，要着力避免和解决新型储能“建而不用”、“建而不调”等问题。用好全国新型储能大数据平台，健全常态化项目信息报送机制，并实现与自治区能源大数据平台信息共享。加强安全风险防范和监督检查，强化消防安全管理，全面提升安全水平。 《广西新型储能发展规划（2023—2030年）》政策解读 一、编制背景 新型储能是建设以新能源为主体新型电力系统的重要支撑，对于推动落实碳达峰碳中和目标具有关键作用。2021年以来，国家发展改革委、国家能源局先后印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《新型储能项目管理规范（暂行）》《“十四五”新型储能发展实施方案》等指导地方新型储能产业发展的相关文件，指出省级能源主管应组织开展本地区新型储能发展规模与布局研究，研究本地区重点任务，科学合理引导新型储能项目建设。为贯彻落实国家有关要求，引导新型储能技术和产业健康发展，支撑构建新型电力系统，推动实现碳达峰碳中和战略目标，自治区发展改革委组织开展了《广西新型储能发展规划（2023—2030年）》（以下简称《规划》）的编制工作。 二、主要内容 《规划》充分与国家有关文件，以及自治区能源、电力、可再生能源规划相衔接，共有七个章节，包括发展基础、面临形势、总体要求、规划布局建设要求、主要任务、环境影响分析、保障措施。 第一部分：发展基础。总结广西在新型储能应用、装备制造产业、配套政策等方面的发展情况。 第二部分：面临形势。分析广西新型储能发展面临的机遇与挑战。 第三部分：总体要求。提出广西新型储能发展的指导思想、基本原则和发展目标，推动全区新型储能实现商业化、规模化、产业化发展。 第四部分：规划布局要求。结合全区新能源发展形势、电网规划建设情况等，提出新型储能电站规划布局要求，以及全区集中式新型储能布局规划建议。 第五部分：主要任务。提出推动新型储能规模化发展、鼓励新型储能多元化发展、推动新型储能产业化发展、加快新型储能市场化步伐、健全新型储能管理体系等主要任务。 第六部分：环境影响分析。包括环境影响分析、环境保护措施、环境保护预期效果。 第七部分：保障措施。从强化组织实施、加强政策支持、加强监督评估方面提出保障措施。 三、组织实施 下一步，自治区发展改革委将会同有关部门抓好《规划》各项任务举措的落实落地，统筹推进新型储能产业安全、高质量发展，完善规划实施监测评估机制，密切跟踪规划实施情况，必要时按程序对规划进行滚动修编。
    2003浏览量
    原文链接