《甘肃启动“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补发展首批试点申报》

  • 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:2021-12-21
  • 12月20日,甘肃省发改委印发《关于组织申报“十四五”电力源网荷储一体化和多功能互补发展首批试点项目的通知》,就项目申报有关事项给出具体指导。

    根据文件,电力多能互补试点由各地结合“光伏+”综合利用行动、新能源电站升级改造和沙漠、戈壁、荒漠大型风电光伏基地建设等工作自行组织。源网荷储项目则以市(州)为单位,每个市最多可申报2个项目,需在2023年底建成。

    源网荷储试点项目要优先落实电力消纳负荷,支持存量燃煤自备电厂电量替代和工业园区、大型生产企业、大数据中心、可再生能源供暖等新能源电力绿色直供电示范项目建设。每家企业仅可参与1市1个试点项目申报。

    具体时间方面,12月中旬~2022年1月15日为项目实施方案编制阶段,1月中旬至1月底为项目评审阶段,2月~12月为项目纳规实施阶段,12月为项目滚动调整阶段。

    需要强调的是,“一体化”项目布局不得与陇电入鲁、陇电入浙、陇电入沪等项目冲突;严禁以“一体化”项目为违规电厂转正、将公用电厂转为自备电厂;不推荐储能项目建设规模式、电力负荷类似的多个项目同时纳入试点范围。

  • 原文来源:https://www.in-en.com/article/html/energy-2310886.shtml
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  • 《第三批风光大基地正式启动申报!》

    • 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:2022-10-11
    • 近日,各省针对第三批风光大基地项目的申报已经陆续启动,多个省份已下发项目申报文件。 根据某省份申报文件,第三批风光基地同样以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点,延伸至适油气田、采煤沉陷区、石漠化、盐碱地等,要求坚持集约整装开发,避免碎片化。优先申报100%离网制氢项目,鼓励开发企业与国家管网集团、中国石油达成氢能运输、消纳合作,利用天然气管道推进掺氢天然气等方式,实现氢能高消纳、利用。优先申报100%以上自主调峰、自我消纳项目,不增加系统调峰压力,根据消纳能力统筹设计电源、电网、储能。 在此前发布的山西省相关文件指出,项目申报不得涉及生态红线、应落实业主、用地、环评、并网消纳等条件,同样是单体规模原则上不小于50万千瓦,以联合体形式开发的联合体不超过2家,具体项目类型则为风光气储氢一体化和大规模离网式可再生能源制氢等领域项目。 两省文件均要求项目能够在今年年底前、最迟不晚于明年上半年开工建设,2024年底前并网投运。通过两省已启动的第三批风光基地项目申报的优先级来看,相比于第二批风光基地,源网荷储、离网制氢以及100%消纳项目,正逐渐成为第三批风光基地的重点。 此前,在北京召开的第二届清华大学“碳中和经济”论坛上,国家能源局新能源与可再生能源司司长李创军已经表示目前正在组织谋划第三批基地项目,第一批基地已经全面开工,第二批基地的项目清单也已经印发。 根据此前公开信息显示,第一批风光大基地总规模约97.05GW,主要布局在内蒙、青海、甘肃等19个省份,包括2GW鲁北盐碱滩基地、2.6GW广西横州基地、青海海南、海西10.9GW基地、陕五一期6GW外送基地、渭南3.53GW基地、内蒙古2GW光伏治沙……等等均已悉数开工。目前包括三峡云南省小羊窝50MW光伏电站、大唐湖南娄底生态治理100万千瓦光伏项目均已并网或者即将并网。 第二批风光大基地则是于去年12月启动申报,目前各省市已经完成优选并成项目清单印发,项目主要布局在内蒙古、宁夏、新疆、青海、甘肃等三北地区。根据相关文件,库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划装机2.84亿千瓦,采煤沉陷区规划装机0.37亿千瓦,其他沙漠和戈壁地区规划装机1.34亿千瓦。 根据公开信息,内蒙古共5个项目入选,规模达到了11.88GW;青海有7个项目入选,规模达到了7GW;河北5个项目入选,规模为5.85GW……根据央视财经报道,预计第二批风光大基地直接投入的资金将超过1.6万亿元,可带动相关产业投资3万亿元以上。 此外,部分省级新能源大基地也在陆续规划启动中,其中山东首批海上光伏基地已于今年完成优选,首批规模合计11.4GW,总规划为42GW,其中国家电投、国家能源集团、山东发展、中国电建、华能、山东能源、中广核、大唐等入围首批项目优选。根据招标文件,山东省2022年度海上光伏项目包括10个海上光伏场址,总装机1125万千瓦。其项目建设地点主要位于山东省滨州、东营、潍坊、烟台、威海、青岛等地区临近海域。项目开工时间及规模分别为2022年3.8GW、2023年4.7GW、2024年2.75GW,预计今年并网规模为1.9GW,剩余项目分别在2023~2025年并网。 在山东省印发的《山东省电力发展“十四五”规划》中已经明确表示,“十四五”期间山东省拟布局“环渤海”“沿黄海”两大千万千瓦级海上光伏基地。规划建设鲁北盐碱滩涂地千万千瓦级风光储输一体化基地和鲁西南采煤沉陷区“光伏+”基地。到2025年,光伏发电装机达到6500万千瓦,其中海上光伏1200万千瓦左右。 国家能源局曾多次公开强调,大型风光电基地建设是“十四五”新能源发展的重中之重,建立加快可再生能源发展协调工作机制,督促相关省份加快推动项目“能开尽开”。同时,建立了大型风电光伏基地项目接网工程纳归审批的“绿色通道”,确保大基地项目“能并尽并”。此外,在不触碰生态红线、不占用耕地的前提下,会同自然资源部、国家林草局和人民银行等相关部门进一步强化要素保障,加快落实大基地项目用地、环评、金融等支持政策。
  • 《配储时长2h!青海发布电力源网荷储一体化项目管理办法》

    • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者:guokm
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    • 国际能源网/储能头条(微信号:chuneng365)获悉,11月10日,青海省能源局发布《青海省电力源网荷储一体化项目管理办法(试行)》。 文件指出,省内消纳的电力源网荷储一体化项目,包含电源侧、电网侧、负荷侧、储能侧及协同集(调)控系统等建设内容。 文件指出,储能配置规模应结合系统消纳条件确定,原则上电源侧按照配套新能源装机的15%、2小时配置储能,负荷侧按照用电负荷的5%、2个小时建设储能设施,综合储能设施及可调节、可中断负荷,项目整体按照用电侧负荷的20%、2小时配套调节能力。 配套调峰储能能力可通过自建抽水蓄能、电化学储能实现,也可购买第三方储能服务。已建成的调节电源不得参与构建源网荷储一体化项目。 据了解,除青海外,山西和内蒙古也曾分别发布源网荷储一体化项目实施管理相关文件。 按15%/4小时配储!内蒙古印发源网荷储一体化项目实施细则! 新能源电量消纳占比不低于总用电量40%!山西源网荷储一体化项目管理办法印发 原文如下: 各市州发展改革委(能源局),国网青海省电力公司: 为有序推进电力源网荷储一体化项目实施,提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率,根据《国家发展改革委 国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕280号),结合我省实际,制定《青海省电力源网荷储一体化项目管理办法(试行)》,现印发你们,请认真执行。 实施过程中如有重大问题,请各市(州)能源主管部门及时总结提出建议反馈我局(新能源处)。 青海省能源局 2022年11月9日 青海省电力源网荷储一体化项目管理办法 (试行) 第一条〔制定依据〕 根据《国家发展改革委 国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕280号),为有序推进电力源网荷储一体化项目实施,提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率,结合我省实际制定本办法。 第二条〔适用范围〕 本办法适用于省内消纳的电力源网荷储一体化项目,包含电源侧、电网侧、负荷侧、储能侧及协同集(调)控系统等建设内容。除国家重大能源布局、重大科技项目、重点民生项目外,市场化并网项目按照源网荷储一体化实施。 第三条〔总体要求〕 坚持方案设计、论证评估、建设运营、并网接入一体化。 (一)方案设计一体化。项目实施方案必须坚持自主调峰、自我消纳,符合各级能源发展规划和全省电力流向,包含不限于环境限制因素分析、建设内容、场址建设条件、消纳条件、调节能力、接入系统初步方案、经济效益分析、利益共享机制、系统安全稳定运行影响分析等。 (二)论证评估一体化。项目单位要委托第三方咨询机构开展实施方案评估,咨询市(州)能源主管部门意见,严格论证消纳条件、接入系统初步方案等,在取得电网公司关于电网接入的论证意见后形成明确的评估意见。 (三)建设运营一体化。项目单位要按照国家相关要求、核准(备案)内容和承诺事项,确保源网荷储按期建成投产。源、荷项目业主应为同一企业法人控股,同一负荷不得重复配套新能源项目。 (四)并网接入一体化。原则上,一体化项目应接入同一公网输电并网点,并在一个750千伏变电站下运行,源、荷接入不同并网点时,地理距离不得超过200公里,尽量减少区域电力潮流阻塞。 第四条〔电源要求〕 配套新能源规模原则上按照新能源利用率不低于90%为参照(虚拟不向电网反送电),统筹考虑负荷项目投资规模、技术水平和经济贡献。首期配套新能源规模在产业项目投产后配置,剩余规模结合负荷达产情况逐年配置。 第五条〔并网要求〕 项目接网工程原则上由电网企业统一建设。电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的,可由发电企业建设。经双方协商达成一致后,由电网企业依法依规适时回购。 电网企业要做好项目单位、接入系统设计单位电网接入服务,确保公平、公正。电网企业应在收到项目接入系统报告申请资料后的20个工作日内完成审查并出具意见。 第六条〔负荷要求〕 负荷项目应符合经济社会和产业发展规划,必须为新增负荷,且取得相关主管部门的核准(备案)文件,每年消纳电量不低于4亿千瓦时。鼓励负荷侧加装调节能力,优先支持与新能源发电特性曲线一致的负荷。 第七条〔储能要求〕 储能配置规模应结合系统消纳条件确定,原则上电源侧按照配套新能源装机的15%、2小时配置储能,负荷侧按照用电负荷的5%、2个小时建设储能设施,综合储能设施及可调节、可中断负荷,项目整体按照用电侧负荷的20%、2小时配套调节能力。 配套调峰储能能力可通过自建抽水蓄能、电化学储能实现,也可购买第三方储能服务。已建成的调节电源不得参与构建源网荷储一体化项目。 第八条〔运行要求〕 新增负荷需求周期、调峰措施运行周期不得低于新能源项目全寿命周期。运行期内若用电负荷减少或中断,项目单位需重新引进用电负荷;调峰能力降低或停运,需建设或购买调峰储能能力,确保实施效果不低于项目实施方案水平。无法完成上述要求的项目,配套新能源应根据负荷与调峰能力变动情况,同步等比例退坡解列。 第九条〔纳规程序〕 项目单位将经评审通过的《一体化项目实施方案》报市(州)能源主管部门。市(州)能源主管部门优选后提出推荐项目名单报送省级能源主管部门。省级能源主管部门统筹全省消纳情况,将项目纳入年度新能源开发建设方案。电网企业据此制定项目接网方案。 第十条〔核准备案程序〕 各市(州)能源主管部门要规范简化一体化项目核准(备案)程序,依据省级年度新能源开发建设方案办理项目核准(备案)。在落实一体化项目负荷、接入消纳等相关建设条件后,可将项目作为整体统一办理审批手续。其中,负荷项目、煤电、气电、抽蓄等常规电源和电网工程按照有关规定单独核准(备案)。 第十一条〔验收监管〕 市(州)能源主管部门负责组织有关单位,依据批复的实施方案进行验收,报省能源主管部门备案。核准(备案)机关负责项目建设运营监管。 第十二条〔变更程序〕 各级管理部门和项目单位必须严格按照实施方案内容建设项目,不得擅自变更项目核准(备案)文件确定的主要事项,包括投资主体、建设地点、项目规模、建设内容、运营模式等。确需变更的,以书面形式向原项目核准(备案)机关提出变更申请后按程序办理。项目的开工、废止、存续按照国家有关规定执行。 第十三条〔信用履约〕 项目单位要对项目相关材料、数据真实性负责,在增量负荷、增量调节能力等关键指标数据和内容方面,严禁弄虚作假。一经发现,立即取消投资主体申报资格,5年内不得参与本省范围内的新能源项目投资开发。 项目单位在前一年度未完成新能源投资建设、并网计划的,视为失信行为,从失信项目建成之日起2年内为静默期,失信项目建设期及静默期内不得再次申报、参与本省范围内新能源项目投资开发。 第十四条〔发布实施〕本办法由青海省能源主管部门负责解释,自2022年12月9日起施行,有效期至2024年12月9日。 来源 :国际能源网/储能头条