新型储能装机6GW！山西“十四五”新型储能发展实施方案发布！
光伏产业网讯
发布日期：2022-11-10
核心提示：
新型储能装机6GW！山西“十四五”新型储能发展实施方案发布！
近日，山西省能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《方案》）。
《方案》提出“十四五”时期，立足我省国家新型储能重点示范区域定位，推动多元化技术和产业发展。到2025年，新型储能技术创新能力显著提高，技术装备水平大幅提升，在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系初步建立，市场环境和商业模式基本成熟，实现从商业化初期向规模化发展转变，规划容量达到600万千瓦，新型储能在促进电力系统安全高效运行中发挥重要作用。
到2030年，新型储能全面市场化发展，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。
《方案》还提到鼓励新能源场站合理配置新型储能系统
充分结合电力系统运行和新能源开发需求，围绕晋北风光火储一体化基地、忻朔多能互补综合能源基地、晋西沿黄百里风光基地、晋东“新能源+”融合发展基地、晋南源网荷储一体化示范基地等五大基地规划布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，实现储能系统与新能源项目深度融合、联合参与电网调度运行与电力市场交易，保障电力系统安全稳定运行。鼓励现役风电场、光伏电站通过共享、租赁等方式合理配置储能系统，提升系统消纳能力。
因地制宜发展电网侧新型储能
统筹考虑全省新能源装机容量、分布情况、发展规划及消纳趋势等因素，结合煤电机组灵活性改造进度、抽水蓄能电站规划建设情况、用户侧调节能力挖掘等情况，在优先挖掘发电侧和用户侧等低成本调节资源的基础上，合理确定电网侧新型储能项目规模及布局。考虑在主变严重过载的500千伏变电站周边区域和新能源集中区域，重点在阳高县、天镇县、浑源县、新荣区、云冈区、平鲁区、右玉县、朔城区、山阴县、怀仁县、原平县、代县、宁武县等地区，结合网架结构等实际情况集中布局大容量集 中式新型储能电站；在太原、运城等负荷密集区域等布局集中式新型储能电站，提高系统调峰能力。围绕政府、医院和数据中心等重要负荷用户需求，在安全可靠前提下，建设一批移动式或固定式储能作为应急备用电源，提升系统应急保供能力。
鼓励工商业用户建设用户侧新型储能项目
鼓励大数据中心、工业园区、5G基站等终端用户，依托分布式新能源、微电网、增量配网等配置新型储能。围绕不间断电源、充换电设施等用户侧分散式储能设施建设，探索推广电动汽车、智慧用电设施等双向互动智能充放电技术应用，提升用户灵活调节能力。围绕工业类开发区或园区，立足拓展分布式新能源发电空间和降低开发区能耗水平，以储能、大数据、人工智能等技术为依托，通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，合理配置各类储能，实现源网荷储各环节间协调互动，提高电力系统功率动态平衡能力，通过虚拟电厂一体化聚合，作为独立市场主体参与电力市场，开展源网荷储一体化项目示范。
持续完善电力辅助服务市场
完善适合新型储能的辅助服务市场机制，推动新型储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式按照辅助服务市场规则参与电网顶峰、调频、爬坡、黑启动、惯量支持等辅助服务。鼓励辅助服务市场费用按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。
推动新型储能参与跨省跨区电力市场
充分发挥跨省跨区电力市场对促进区域电力资源配置，保障区域电力平衡等方面的突出作用。结合跨省跨区电力市场建设情况，推动新型储能参与省间现货市场和绿色电力交易，参与调频、备用等辅助服务交易，优化区域电力资源配置。
关于印发《“十四五”新型储能发展实施方案》的通知.pdf
《方案》提出“十四五”时期，立足我省国家新型储能重点示范区域定位，推动多元化技术和产业发展。到2025年，新型储能技术创新能力显著提高，技术装备水平大幅提升，在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系初步建立，市场环境和商业模式基本成熟，实现从商业化初期向规模化发展转变，规划容量达到600万千瓦，新型储能在促进电力系统安全高效运行中发挥重要作用。
到2030年，新型储能全面市场化发展，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。
《方案》还提到鼓励新能源场站合理配置新型储能系统
充分结合电力系统运行和新能源开发需求，围绕晋北风光火储一体化基地、忻朔多能互补综合能源基地、晋西沿黄百里风光基地、晋东“新能源+”融合发展基地、晋南源网荷储一体化示范基地等五大基地规划布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，实现储能系统与新能源项目深度融合、联合参与电网调度运行与电力市场交易，保障电力系统安全稳定运行。鼓励现役风电场、光伏电站通过共享、租赁等方式合理配置储能系统，提升系统消纳能力。
因地制宜发展电网侧新型储能
统筹考虑全省新能源装机容量、分布情况、发展规划及消纳趋势等因素，结合煤电机组灵活性改造进度、抽水蓄能电站规划建设情况、用户侧调节能力挖掘等情况，在优先挖掘发电侧和用户侧等低成本调节资源的基础上，合理确定电网侧新型储能项目规模及布局。考虑在主变严重过载的500千伏变电站周边区域和新能源集中区域，重点在阳高县、天镇县、浑源县、新荣区、云冈区、平鲁区、右玉县、朔城区、山阴县、怀仁县、原平县、代县、宁武县等地区，结合网架结构等实际情况集中布局大容量集 中式新型储能电站；在太原、运城等负荷密集区域等布局集中式新型储能电站，提高系统调峰能力。围绕政府、医院和数据中心等重要负荷用户需求，在安全可靠前提下，建设一批移动式或固定式储能作为应急备用电源，提升系统应急保供能力。
鼓励工商业用户建设用户侧新型储能项目
鼓励大数据中心、工业园区、5G基站等终端用户，依托分布式新能源、微电网、增量配网等配置新型储能。围绕不间断电源、充换电设施等用户侧分散式储能设施建设，探索推广电动汽车、智慧用电设施等双向互动智能充放电技术应用，提升用户灵活调节能力。围绕工业类开发区或园区，立足拓展分布式新能源发电空间和降低开发区能耗水平，以储能、大数据、人工智能等技术为依托，通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，合理配置各类储能，实现源网荷储各环节间协调互动，提高电力系统功率动态平衡能力，通过虚拟电厂一体化聚合，作为独立市场主体参与电力市场，开展源网荷储一体化项目示范。
持续完善电力辅助服务市场
完善适合新型储能的辅助服务市场机制，推动新型储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式按照辅助服务市场规则参与电网顶峰、调频、爬坡、黑启动、惯量支持等辅助服务。鼓励辅助服务市场费用按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。
推动新型储能参与跨省跨区电力市场
充分发挥跨省跨区电力市场对促进区域电力资源配置，保障区域电力平衡等方面的突出作用。结合跨省跨区电力市场建设情况，推动新型储能参与省间现货市场和绿色电力交易，参与调频、备用等辅助服务交易，优化区域电力资源配置。
关于印发《“十四五”新型储能发展实施方案》的通知.pdf