关于加快推动河南省储能设施建设的指导意见(豫发改能综〔2021〕451号)20210611

关于加快推动河南省储能设施建设的指导意见(豫发改能综〔2021〕451号)20210611

河南省发展和改革委员会
国家能源局河南监管办公室
关于加快推动河南省储能设施建设的指导意见

豫发改能综〔2021〕451号

各省辖市发展改革委、济源示范区发改统计局、各省直管县(市)发展改革委,有关能源企业:

今后一段时期是加快构建以新能源为主体的新型电力系统,推动实现“碳达峰碳中和”任务目标的关键时期。储能是提升电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段,是提高风、光等可再生能源消纳水平,支撑分布式电源、微网及智慧能源发展,推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术,对于保障我省电力供应安全、实现能源绿色转型、构建绿色低碳的能源支撑体系具有重要意义。按照《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》(发改能源〔2017〕1701号)、《国家能源局关于印发〈完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案>的通知》(国能发监管〔2017〕67号)和《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)等文件要求,为加快推动我省储能设施高质量、规模化发展,现提出以下意见。

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,全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中、五中全会精神,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,围绕构建以新能源为主体的新型电力系统,推广储能运行新模式,探索研究储能新技术,完善储能发展机制,拓展储能应用市场,推动储能与新能源、常规能源协同发展,在确保安全的基础上稳步有序推动储能设施建设,显著提高我省电力系统灵活性和安全可靠运行水平,为加快构建我省低碳高效能源支撑体系提供有力保障。

(二) 基本原则

政府引导、有序推进.充分发挥政府统筹和政策引导激励作用,营造良好发展环境,推动储能产业链上下游主体协调联动,根据实际需求有序建设储能设施,促进我省加快构建新型电力系统。

市场主导、多元发展。以市场机制为储能发展根本依托,明确储能市场主体地位,结合电力体制改革要求,完善市场化收益机制,发挥市场在资源配置中的决定性作用,结合源网荷不同需求,引导多元化社会资本参与,多方共同加快储能设施建设.

因地制宜、创新驱动.加强与储能行业领军企业和顶尖研究机构合作,聚焦科技攻关,争取在核心技术和关键装备上取得突破。鼓励各类市场主体因地制宜选择合理技术,创新商业模式,带动储能规模化应用。

加强监督、规范管理.加强储能设施全寿命周期质量监管,完善优化储能建设、并网和运行相关管理程序,全面提升储能安全运行水平,实现储能高质量发展.

二、重点任务

(一)加快推进抽水蓄能电站建设

抽水蓄能是当前电力系统调峰、促进新能源消纳的主力储能设施。要适应我省高比例外电、高比例新能源接入的新形势,加快谋划储备和建设一批抽水蓄能项目。

  1. 加快已规划项目建设。推动南阳天池、洛宁大鱼沟、光山五岳等抽水蓄能电站项目加快建设,确保“十四五”建成投产南阳天池抽水蓄能电站,其他项目按进度要求尽快建成投运。加快鲁山花园沟抽水蓄能电站前期工作,力争尽快开工建设。
  2. 做好新项目谋划储备。进一步筛选具备条件的抽水蓄能站点资源,统筹做好项目建设用地和生态环境保护红线范围的衔接,完成我省新一轮抽水蓄能选点规划滚动调整工作,力争郑州环翠峪、驻马店响水潭、辉县九峰山等项目纳入国家规划并在“十四五”期间开工建设。

(二)扎实推进新型储能设施建设

支持各类市场主体灵活采用多种投融资方式,因地制宜选择电化学储能、压缩空气储能、电制氢等技术方式建设储能设施,促进电源侧、电网侧、用户侧储能协调发展,满足新型电力系统调峰调频需要。

1.大力推进电源侧储能项目建设。坚持因地制宜、企业自愿,重点在可再生能源富集、消纳问题突出的地区,配合新能源与常规电源项目建设储能设施,实现储能与新能源、常规能源协同发展。

鼓励新能源项目配套建设储能。支持新能源企业因地制宜布局系统友好型新能源电站项目,通过市场化方式自愿配套建设合理比例储能,保障新能源高效消纳利用,为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。

推动“风光水火储”一体化发展。合理规划配置风电、光伏、储能等资源,优先支持当地水电、火电企业独立或共同建设“风光水火储”一体化开发项目。支持发电企业探索利用退役火电机组的既有场址和输变电设施,建设储能或风光储系统。

创新储能合作共享模式。鼓励各类市场主体与储能产业领军企业合作,建设共享储能电站。新能源企业可以租用或购买服务等形式配用储能,租赁容量视同其配建储能容量,发挥储能”一站多用”的共享作用。

探索新能源制氢应用。在新能源富集区域,鼓励新能源企业率先培育风光发电制氢储能一体化发展模式,探索开展电制氢在新能源消纳、电网调峰等场景技术应用。

2.加强电网侧储能设施建设。坚持合理布局、多元投资,适应新能源为主体的新型电力系统发展需要,电网企业要独立或与社会资本合作投资建设电网侧储能项目,促进电力系统稳定运行。

合理布局储能站点。结合既有变电站分布,建设一定规模储能,提升大规模高比例新能源及大容量直流接入后系统灵活调节能力和安全稳定水平。在电网末端、偏远地区或城市负荷中心区域建设储能,解决长距离输变电工程供电不经济等问题,提升电网供电能力。

充分利用存量资源。在占地面积较大的老旧和退役变电站中,因地制宜试点建设一定比例储能设施,发挥存量输变电设施价值,降低电网侧储能综合建设成本。

3.积极引导用户侧储能灵活发展。坚持市场引导、协调联动,通过市场价格信号引导各类用户侧储能项目灵活布局发展,充分发挥保障电力供应安全、削峰填谷、提升系统运行效率等多重效益。

探索电动汽车与电网互动新技术。依托智能充电基础设施,探索开展有序充电、调峰调频等电动汽车与电网互动新技术(V2G)应用•率先推进公共交通领域电动汽车参与电网互动新技术应用。

以点带面扩大应用领域。鼓励在工业、通信、金融、互联网等供电可靠性要求高、供电成本高或电价敏感性低的用户侧领域,率先通过分布式能源配置储能,提升用户电力自平衡能力,提高对大电网的稳定性支撑。鼓励具有配电网经营权的售电公司配置储能设施,满足多元化、精细化、定制化用能需求,降低用能成本。

推动跨领域融合发展。围绕分布式新能源、微电网、大数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等终端用户的储能设施和电动汽车等,探索储能融合发展新场景,创新发展智慧能源、虚拟电厂等商业模式.

三、支持政策

(一)落实国家抽水蓄能电价政策

按照国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号),执行抽水蓄能两部制电价政策,以竞争性方式形成电量电价,合理核定容量电价。

(二)  健全新型储能设施投资收益机制

1. 支持储能参与电力辅助服务。对参与电力辅助服务市场的储能项目,同等条件下电网优先调度。储能设施参与调峰调频服务费用,市场初期暂按报价上限执行,后期将根据市场变化适时调整。

2. 加强“新能源+储能”项目激励。对储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上的新能源项目,在同等条件下优先获得风光资源开发权,由电网企业优先并网、优先保障消纳。

3.完善峰谷电价政策。探索建立与电力市场相适应的峰谷分时电价政策,适时拉大电力峰谷价差,鼓励储能设施以独立市场主体或联合报价方式参与电力现货市场交易,通过价差获取部分收益。

4.支持储能参与电力需求响应。符合条件的储能设施通过全省能源统一服务平台提交参与需求响应申请,作为需求响应资源统筹纳入电力运行调度,并根据实际响应结果及时核发补贴。

(三)完善政策激励机制

加快出台储能设施参与电力辅助服务市场和电力需求响应等相关细则。同时,根据储能发展形势要求,适时调整完善储能支持政策,实现储能系统价值的合理回报,促进储能产业良性发展。

四、保障措施

(一)优化审批和并网流程。储能设施可作为新能源项目建设内容一并核准,也可单独核准(抽水蓄能电站)或备案。电网企业要明确并网流程,提高办事效率,支持符合条件的储能设施信息及时分级接入电网调控系统,加强调度管理,提高储能资源利用效率。

(二) 加强协调服务。各地要与电网企业、新能源企业加强沟通,主动协调,对储能产业链相关企业在项目核准备案、税费减免、土地供给等方面提供便利条件和政策服务,积极推动储能项目落地。

(三) 提升科技创新能力。加快建立以企业为主体、市场为导向、产学研相结合的储能技术创新体系,加强重点实验室、技术创新中心等创新平台建设。依托储能行业骨干企业,开展新型技术推广应用,为储能高质量规模化发展奠定坚实基础•

(四) 加强安全风险管理。严格执行国家和我省有关标准规范,强化储能设施建设、并网、运营各环节的安全主体责任。加强储能设施组件和系统运行在线监测,强化消防安全管理,确保储能设施涉网安全和全生命周期安全运行。

关于加快推动河南省储能设施建设的指导意见(豫发改能综〔2021〕451号)20210611

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河南省2020年风电、光伏项目

关于河南省拟申报2020年度光伏发电竞价上网项目的公示 20200612

  • 确定符合条件申报项目96个,总规模45万千瓦;
  • 公示时间从2020年6月12日至6月14日(共3日)。

河南发改委办公室关于开展2020年光伏发电竞价上网项目申报工作的通知(豫发改办新能源〔2020〕41号)20200528

  • 申报项目须为利用固定建筑物屋顶及其附属场所建设的新建光伏发电项目(含申报前本年度已开工和已并网项目)
  • 申报项目须提供项目备案文件、固定建筑物产权证明、租赁协议(项目业主与屋顶产权人一致的无需提供租赁协议),电网消纳意见由我委商国网河南省电力公司统一出具;
  • 申报项目应当于2020年12月31日前全额建成并网,并提交相关承诺;
  • 6月5日前,各地能源主管部门将本辖区符合条件的项目审核汇总后正式报送省发展改革委。
  • 6月10日前,我委审核后交国网河南省电力公司统一出具消纳意见;
  • 电价申报时间截止15日下午5点。

河南省报送《2020年度风电、光伏发电平价上网项目的报告》20200525

  • 根据报告,经与国网河南省电力公司共同审核,
    共有69个项目总规模105万千瓦符合国家申报要求。其中,
  • 拟新建光伏发电平价上网项目44个共38.2万千瓦;
  • 存量自愿转平价上网光伏发电项目10个32.8万千瓦;
  • 存量自愿转平价上网风电项目15个34万千瓦。

国网河南关于2020年申报平价风电和光伏发电项目电网消纳能力的报告(豫电发展〔2020〕220号)20200421

  • 河南“十四五”期间的光伏、风电弃电率将超过消纳上限,无新增规模空间,建议新增光伏、风电项目配置储能提高调峰能力
建议
  • 第一条是优化调整存量风电、光伏发电项目,支持已纳入政府开发方案的风电项目和已建成、未取得国家建设规模的存量光伏发电项目,自愿转为平价上网项目;清理不具备继续建设条件的项目,及时调出开发方案,腾出空间。
  • 第二条则是“十四五”新能源消纳能力已达到极限,建议以后新纳入政府开发方案的风电、光伏项目配置足够的储能设施提高调峰能力。
  • 第三条则是随着风、广规模的持续增加,将来会挤占省内煤电发展空间、影响省外来电通道的规划建设,建议统筹研究确定河南省“十四五”电源结构转型目标。

河南省发改委关于组织开展2020年风电、光伏发电项目建设的通知(豫发改新能源〔2020〕245号)20200407

  • 新能源项目建设季度通报将公布各地存量项目并网率,实行新增项目与存量项目挂钩,对存量项目并网率低的区域,暂停各类新能源增量项目;
  • 平价风电:优先支持之前存量转平价,优先支持配置储能的新增平价项目;
  • 平价光伏:优先支持已并网无指标项目转平价;新建平价应利用固定建筑物屋顶及其附属场所建设的项目;
  • 竞价光伏: 利用固定建筑物屋顶及其附属场所建设的新建项目;
  • 平价项目报送时间:4月20日前。

储能信息汇总

要求配置储能的省份及文件
【12个】

山东省关于印发《关于开展储能示范应用的实施意见》的通知(鲁发改能源〔2021〕254号)20210408

新增集中式风电、光伏发电项目,原则上按照不低于10%比例配建或租赁储能设施,连续充电时间不低于2小时。

山东省关于印发2021年全省能源工作指导意见的通知(鲁能源办〔2021〕1号)20210207
建立独立储能共享和储能优先参与调峰调度机制,新能源场站原则上配置不低于10%储能设施。
山东省能源局关于公开征求《关于开展储能示范应用的实施意见(征求意见稿)》意见的公告20210329
新增集中式风电、光伏发电项目,原则上按照不低于10%比例配建或租赁储能设施,连续充电时间不低于2小时。
风电、光伏发电项目按比例要求配建或租赁储能示范项目的,优先并网、优先消纳。

国网山东关于2020年拟申报竞价光伏项目意见的函20200605
根据申报项目承诺,储能配置规模按项目装机规模20%考虑,储能时间2小时,可以与项目本体同步分期建设。

甘肃发改委关于加快推进全省新能源存量项目建设工作的通知(甘发改能源〔2021〕137号)20210325

鼓励在建存量600万风光电项目按河西5市(酒泉、嘉峪关、张掖、金昌、武威)配置10%-20%、
其他地区按照5%-10%配置配套储能设施,
储能设施连续储能时长均不小于2小时。
对配置储能设施的项目业主,我委将在后续新增项目竞争性配置方面给予支持。

新疆

【光伏5万千瓦+储能≥2小时】喀什地区叶城县2021年光伏发电和储能设施项目竞争性配置工作招标公告 20210319

【光伏5万千瓦+储能≥2小时】喀什地区塔什库尔干2021年光伏发电和储能设施项目竞争性配置工作招标公告20210319

【光伏25万千瓦+储能≥2小时】喀什地区巴楚县2021年光伏发电和储能设施项目竞争性配置工作招标公告 20210319

【光伏20万千瓦+储能≥2小时】关于喀什地区莎车县2021年光伏发电和储能设施项目开展竞争性配置工作公告20210319

配套储能设施充电小时数不低于2小时

江西省能源局关于做好2021年新增光伏发电项目竞争优选有关工作的通知(赣能新能字〔2021〕26号)20210318

申请参与全省2021年新增光伏竞争优选的项目,可自愿选择光储一体化的建设模式,配置储能标准不低于光伏电站装机规模的10%容量/1小时,储能电站原则上不晚于光伏电站同步建设。

关于开展2021年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知(琼发改便函〔2021〕584号)20210315

每个申报项目规模不得超过10万千瓦,且同步配套建设备案规模10%的储能装置。

贵州省风电光伏发电项目管理暂行办法(征求意见稿)20210305

第六条 为满足电网安全稳定运行及调峰需要,已投产的风电、光伏发电项目应在投产一年内配套储能新建的风电、光伏发电项目应按照“同步规划、同步设计、同步建设、同步投产”的原则配套储能;储能建设规模不应低于电网测算建议配置的规模;对自建储能困难的企业可购买同等容量的储能服务。

贵州省能源局关于下达贵州省2021年第一批光伏发电项目开展前期工作计划的通知20210303
贵州能源局关于下达贵州省2021年第一批风电项目开展前期工作计划的通知20210303
请各项目单位据此开展项目有关前期工作,落实建设条件,在配置一定比例储能、经济可行情况下加快项目建设,储能设施具体配置比例根据电网调度需要、项目年可利用小时数和建设时序而定。

贵州省能源局关于上报2021年光伏发电项目计划的通知 20201119
在送出消纳受限区域,计划项目需配备10%的储能设施。

青海省关于印发支持储能产业发展若干措施(试行)的通知(青发改能源〔2021〕26号)20210118

实行“新能源+储能”一体化开发模式。新建新能源项目,储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%,储能时长2小时以上。对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。
实行“水电+新能源+储能”协同发展模式。新建、新投运水电站同步配置新能源和储能系统,使新增水电与新能源、储能容量配比达到1 : 2 : 0.2,实现就地平衡。

宁夏发改委关于征求《关于加快促进自治区储能健康有序发展的指导意见(征求意见稿)》意见的函20210108

新能源项目储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上。原则上新增项目储能设施与新能源项目同步投运存量项目在2021年底前完成储能设施投运

湖北省能源局关于开展2020年平价风电和平价光伏发电项目竞争配置工作的通知(鄂能源新能〔2020〕32号 )20200608

风储项目配备的储能容量不低于风电项目配置容量的10%,且必须与风电项目同步建成投产,以满足储能要求。
对接入同一变电站的风储与光伏发电项目,优先配置风储项目

国网山西关于2020年拟新建光伏发电项目的消纳意见20200602

建议:新增光伏发电项目考虑具有一定用电负荷的全产业链项目,配备15~20%的储能,落实消纳协议,鼓励集约化开发建设,最大限度发挥电网资源。

国网河南关于2020年申报平价风电和光伏发电项目电网消纳能力的报告(豫电发展〔2020〕220号)20200421

“十四五”新能源消纳能力已达到极限,建议以后新纳入政府开发方案的风电、光伏项目配置足够的储能设施提高调峰能力。

国网湖南公司发展部关于做好储能项目站址初选工作的通知20200323

储能信息
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