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陕西力推新型储能：2021新增集中式光伏发电项目配10%~20%储能
近日，陕西发改委印发《陕西省新型储能建设方案(暂行)(征求意见稿)》，文件提出，从2021年起，新增集中式风电项目，陕北地区按照10%装机容量配套储能设施；新增集中式光伏发电项目，关中地区和延安市按照10%、榆林市按照20%装机容量配套储能设施。
储能设备租赁费或购买服务价格实行最高指导价、投资收益率6.5%左右测算。储能投资运营商建设的集中式储能电站优先建设在升压站和汇集站附近，储能系统应按照连续储能时长2小时及以上，系统工作寿命10年及(5000次循环)以上，系统容量10年衰减率不超过20%，锂电池储能电站交流侧效率不低于85%、放电深度不低于90%、电站可用率不低于90%的标准进行建设。
文件详情如下：
陕西省新型储能建设方案(暂行)(征求意见稿)
储能是构建以新能源为主体的新型电力系统、促进能源绿色低碳转型、实现“碳达峰、碳中和”目标、保障我国能源安全的重要装备基础和关键支撑技术。为抢抓“十四五”储能高质量发展战略机遇，推动我省新型储能产业健康有序发展，特制定陕西省新型储能建设方案。
一、建设思路
我省新型储能建设遵循“统筹选点、集中建设、市场运作、责任共担、利益共享”的原则，以新能源电源侧配置新型储能为发展重点，以“大规模集中共享式储能”为主要发展模式，通过市场化竞争引入专业储能投资运营商提供优质储能服务，满足新能源企业和电网对优质储能的需求，建立可复制、可推广的商业运营模式，以降低初始投资、促进规模化建设，推动我省新型储能健康有序发展。
二、建设模式及程序
(一)建设流程
为更好发挥新型储能的电网级调节作用，避免电源侧分散式储能存在的统一调度障碍及设备良莠不齐隐患，我省电源侧新型储能建设采用“大规模集中共享式储能”发展模式，实施流程包括以下几点。
1.省级层面统筹规划全省集中共享式储能电站选点并确定先期建设规模。综合考虑全省各区域新能源装机规模、发展规划、消纳形势等因素，优选集中共享式新型储能建设选点，测算并确定选点区域内新型储能建设规模和建设空间。
2.省级层面通过市场化招标引入3-5家专业新型储能投资运营商。以选点规划和建设规模为牵引，在考虑技术、业绩、资金等综合实力的基础上，通过招标引入3-5家新型储能投资运营商，负责投资建设并运营我省选点区域的集中共享式储能电站。
3.新能源发电企业通过租赁储能运营商的设备或购买服务满足其发电项目配置储能要求。针对特定新能源发电项目，由新能源发电企业通过综合对比，自行选择中标的储能投资运营商的其中1家作为其储能服务商，其租赁设备或购买服务视同发电项目配建储能。为保障储能服务的可持续性与有效性，新能源发电企业应与其储能服务商签订发电项目全生命周期储能服务合同，且储能和发电项目同时投运，储能服务合同将作为新能源发电项目并入电网的前置条件。
(二)运营机制
1.给予集中共享式储能电站独立市场主体身份，要求并确保其纳入电网统一调度。
2.储能电站与新能源发电企业签署储能设备租赁或购买服务协议，储能电站投资运营企业通过租赁费或购买服务费的形式获取投资回报。
3.储能电站与电网调度签署独立调度协议，电网调度确保优先调用储能参与电网辅助服务来拓宽储能收益途径。同时，待国家相关政策出台后，积极推动储能参与其它各类电力市场交易，以及储能容量电价的兑现。
4.储能设备租赁费或购买服务价格实行最高指导价机制，最高指导价按照行业投资收益率6.5%左右测算，全省以年为单位发布最高指导价，储能相关补贴、支持政策等额外收益计入投资收益一并测算。
三、任务分工
(一)省能源局承担全省集中式新型储能选点规划、新型储能投资运营商招标和管理，及新型储能电站建设管理职责。负责监督新能源发电企业与储能电站的储能服务协议执行，及电网公司和储能电站的调度服务协议执行情况，考核储能投资运营商的服务绩效。
(二)电网公司承担全省新型储能选点规划研究和全省集中式储能电站统一调度工作，并协助能源局开展新型储能投资运营商的市场化招标、绩效评估及储能电站建设项目评估。
(三)新型储能投资运营商承担选点中标区域内的集中式储能电站投资建设和运营工作，面向新能源发电企业和电网提供优质储能服务。原则上优先考虑具有储能业绩的系统集成商或技术商作为新型储能投资运营商，同时应保证投运的储能产品符合国家新型储能相关标准和技术要求，技术具有先进性和高安全性。
(四)新能源发电企业作为储能服务采购方，承担从服务商处租赁设备或采购储能服务的义务，并按服务协议及时支付租赁费或服务费，同时与储能服务商配合共同提升电网消纳能力和安全稳定性。
四、建设要求
(一)为保障储能投资运营商的投资收益，新能源发电企业应按照以下储能配置要求采购等量储能服务。我省要求从2021年起，新增集中式风电项目，陕北地区按照10%装机容量配套储能设施；新增集中式光伏发电项目，关中地区和延安市按照10%、榆林市按照20%装机容量配套储能设施。分布式和户用新能源发电项目储能配置要求不在此要求范围内。
(二)为保障储能服务的有效性和先进性，储能投资运营商建设的集中式储能电站优先建设在升压站和汇集站附近，储能系统应按照连续储能时长2小时及以上，系统工作寿命10年及(5000次循环)以上，系统容量10年衰减率不超过20%，锂电池储能电站交流侧效率不低于85%、放电深度不低于90%、电站可用率不低于90%的标准进行建设。
五、保障措施
(一)积极拓宽新型储能投资收益途径。为拓宽储能电站收益来源，省级层面加快推动储能电站参与电网辅助服务政策的出台，保障新型储能电站优先调用，适时拉大峰谷差价，探索新型储能电站以独立市场主体或联合报价方式参与电力现货市场交易。同时，新型储能电站可享受后续出台的国家或省级支持和补贴政策。
(二)推动储能建设成本降低。大力支持新型储能技术研发和本地产业链建设，推动设备成本持续降低。降低储能项目建设非技术成本，各地区要按照新能源发电项目用地保障新型储能电站用地，不得设置额外审批流程抬高企业投资成本。鼓励地方落实项目建设条件，推动出台土地、金融等相关政策，积极探索利用退役火电机组的既有厂址和输变电设施建设储能设施。
(三)优化项目建设和并网审批。新型储能电站建设审批实行备案制管理，按照管理备案权限进行备案。电网企业及时出台新型储能并网要求和流程政策，并确保符合条件的储能电站接入电网调控系统，方便统一调度。
(四)加强新型储能电站安全管理。研究出台新型储能电站建设、并网、运营安全管理要求，强化各环节安全主体责任，电网企业建立新型储能电站集中式在线监测管理平台，确保全生命周期安全。
来源：北极星太阳能光伏网
