《“十四五”储能规划:加强源网荷储衔接,加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用》

  • 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:2021-03-28
  • 3月12日,《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》(以下简称《规划纲要》)发布。《规划纲要》对我国未来能源发展做出了总体部署安排,为构建现代能源体系确定了行动路线图,对实施能源资源安全战略做出了详细部署,对积极应对气候变化做出了具体安排。

    《规划纲要》提出构建现代能源体系

    推进能源革命,建设清洁低碳、安全高效的能源体系,提高能源供给保障能力。加快发展非化石能源,坚持集中式和分布式并举,大力提升风电、光伏发电规模,加快发展东中部分布式能源,有序发展海上风电,加快西南水电基地建设,安全稳妥推动沿海核电建设,建设一批多能互补的清洁能源基地,非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右。推动煤炭生产向资源富集地区集中,合理控制煤电建设规模和发展节奏,推进以电代煤。有序放开油气勘探开发市场准入,加快深海、深层和非常规油气资源利用,推动油气增储上产。因地制宜开发利用地热能。提高特高压输电通道利用率。加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设,提高电力系统互补互济和智能调节能力,加强源网荷储衔接,提升清洁能源消纳和存储能力,提升向边远地区输配电能力,推进煤电灵活性改造,加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。完善煤炭跨区域运输通道和集疏运体系,加快建设天然气主干管道,完善油气互联互通网络。

    《规划纲要》提出实施能源资源安全战略

    坚持立足国内、补齐短板、多元保障、强化储备,完善产供储销体系,增强能源持续稳定供应和风险管控能力,实现煤炭供应安全兜底、油气核心需求依靠自保、电力供应稳定可靠。夯实国内产量基础,保持原油和天然气稳产增产,做好煤制油气战略基地规划布局和管控。扩大油气储备规模,健全政府储备和企业社会责任储备有机结合、互为补充的油气储备体系。加强煤炭储备能力建设。完善能源风险应急管控体系,加强重点城市和用户电力供应保障,强化重要能源设施、能源网络安全防护。多元拓展油气进口来源,维护战略通道和关键节点安全。培育以我为主的交易中心和定价机制,积极推进本币结算。加强战略性矿产资源规划管控,提升储备安全保障能力,实施新一轮找矿突破战略行动。

    《规划纲要》提出积极应对气候变化

    落实2030年应对气候变化国家自主贡献目标,制定2030年前碳排放达峰行动方案。完善能源消费总量和强度双控制度,重点控制化石能源消费。实施以碳强度控制为主、碳排放总量控制为辅的制度,支持有条件的地方和重点行业、重点企业率先达到碳排放峰值。推动能源清洁低碳安全高效利用,深入推进工业、建筑、交通等领域低碳转型。锚定努力争取2060年前实现碳中和,采取更加有力的政策和措施。

  • 原文来源:http://www.cnenergynews.cn/
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    • “十四五”规划纲要提出,要构建现代能源体系,加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。国家能源局监管总监李冶近日透露,抽水蓄能电站作为优质的调节电源,在促进新能源消纳方面具有突出的作用和优势。目前我国在运抽水蓄能电站装机规模3179万千瓦,在建规模5463万千瓦,预期到2025年,在运装机总规模将达到6200万千瓦,国家能源局目前正在组织开展新一轮抽水蓄能中长期规划,推动完善价格形成机制,以保障抽水蓄能健康发展。 业内人士建议,鼓励多元化投资。就在3月19日,国家电网有限公司(下称“国网”)发布服务碳达峰碳中和、构建新型电力系统、加快抽水蓄能开发建设六项重要举措,提出力争“十四五”期间在新能源集中开发地区和负荷中心新增开工2000万千瓦以上装机、1000亿元以上投资规模的抽水蓄能电站。同时,向社会开放国家电网拟建抽水蓄能项目,合作模式一厂一议、灵活选择,社会资本可参可控。 水利部总规划师汪安南表示,抽水蓄能是电力系统中稀缺的调节资源,能够有效地促进新能源的消纳,降低系统总体能耗,保障电网安全稳定运行。具有显著的环境效益和节能减排效应,在服务实现碳达峰、碳中和的目标,推进能源清洁低碳转型,构建新型电力系统中发挥着关键作用。 水电水利规划设计总院有限公司党委书记、董事长郑声安也表示,考虑到未来新能源大规模发展,作为重要支撑措施的抽水蓄能电站将有更大的发展空间。“十四五”是碳达峰也是抽水蓄能发展的“关键期”和“窗口期”,重点任务之一是编制抽水蓄能电站中长期规划,按照国家能源局的相关安排和要求,近期各省(区、市)对抽水蓄能站点资源进行了初步摸底。
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    • 4月10日,河北省发改委印发《河北省“十四五”新型储能发展规划》,文件提出:到2025年全省布局建设新型储能规模400万千瓦以上。 为保障调峰容量电源的合理收益,研究推进电网侧独立储能电站市场化调峰电源补偿机制,对发挥系统调峰作用的新型储能,经调峰电源能力认定后,研究参照抽水蓄能管理并享受同样的价格和能耗政策。根据替代的火电和电网投资,对满足条件的各类大规模独立储能电站,结合不同储能时长给予差异化的容量补偿;探索储能电站商业化电价机制,逐步推动储能电站参与电力市场交易,研究探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。 此外还要建立与电力现货市场相衔接的需求侧响应补偿机制,增加用户侧储能的收益渠道。鼓励用户采用储能技术减少供配电设施增容投资,节约用户侧用电成本。 在电网侧储能建设方面,为保障安全并充分发挥调峰作用,要求锂离子电池独立储能电站原则上建设规模为5―30万千瓦,时长2小时以上。 规划提出,在电源、电网、用户等环节广泛应用新型储能,增强源网荷储配套能力和安全监管能力,推动“新能源+储能”深度融合,实现一体规划、同步建设、联合运行,增强电网和终端储能调节能力。 到2025年,在大力发展煤电灵活性改造、燃气调峰电厂、抽水蓄能电站的基础上,综合考虑我省电力安全供应、系统调节能力、电网支撑和替代、用户侧等需求情况,全省布局建设新型储能规模400万千瓦以上,实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变,具备规模化商业化应用条件。新型储能技术创新能力全面提高,其中,电化学储能技术明显提升,系统成本降低30%以上,钒液流电池、铁铬液流、锌溴液流电池等实现产业化应用,钠离子电池、固态锂离子电池技术开展试点示范;百兆瓦级压缩空气储能、兆瓦级飞轮儲能技术实现规模化应用;储氢等长时储能技术取得突破;复合型储能技术得到示范应用。新型储能可持续发展的市场机制和商业模式基本形成,配套政策与管理体系基本建立,新型储能产业体系日趋完备。 到2030年,实现新型储能全面市场化发展。新型储能产业体系成熟完备,技术创新水平名列前茅,市场机制、标准体系成熟健全,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,助力实现双碳目标。 近年来,我国新型储能规模化应用呈现良好发展态势,多种储能技术广泛应用于可再生能源开发、消纳、综合智慧能源系统、配电网、微电网,在技术装备研发、示范项目建设、商业模式探索、标准体系构建等方面取得实质性进展。新型储能参与辅助服务、削蜂填谷等市场化应用规模稳步扩大,对能源转型的支撑作用日益显现。越来越多的重点龙头企业投身新型储能、或者考虑跨界合作。截至2020年底,我国新型储能累计装机已达330万千瓦,排名世界第一,已基本实现由研发示范向商业化初期过渡。宁夏、青海、山东、江苏、浙江等省份制定出台调峰调频辅助服务、电价补偿、发电量计划保障等支持政策,有力促进新型储能创新发展。