摘要：目前,实际投运的新型储能项目技术类型和应用场景都较为单一,未来随着新储能技术类型及场景应用逐渐扩大,有必要建立考虑多种技术类型的场景适用性评价体系,以对比各场景的成熟度和各类储能在不同场景下的综合表现。首先,分析了典型场景下为满足不同时间尺度有功功率平衡的电力系统调节需求,从功率、时长、响应时间等方面对比了不同场景对储能的技术需求;基于设定的能量型场景、功率型场景和综合场景,给出了实际中常见的典型配置方案。然后,提出一种BWM和TOPSIS相结合的储能适用性评价方法,建立了包含技术、经济性、潜力和可持续性4类11个指标的综合评价指标体系。最后,采用专家打分和BMW赋权法对三类场景赋权重,采用TOPSIS方法对11种典型配置方案进行场景适用性评价,研究结果可为规划布局新型储能技术提供指导。

摘要：在能源安全和“双碳”背景下,新型储能作为重要的新型能源设施进入快速布局阶段。针对当前新型储能空间规划存在的潜在问题,研究提出优化路径建议。结合电力系统的需求和国土空间不同用地类型的需求,开展国土空间新型储能适配性研究,提出不同用地类型新型储能配置指引。从新型储能布局重点场景、建设模式和用地类型建议,建立杭州市新型储能设施规划布局指引,为优化新型储能建设布局和落实新型储能空间保障提供技术支撑。

摘要：以电化学储能为代表的新型储能已经在电力系统多个领域发挥重要作用,但我国尚未出台新型储能价格政策和补偿机制。在总结新型储能功能及其价值的基础上,分析了我国新型储能应用价格体系与补偿机制的特点,并对与新型储能发展相关的现行电价政策与补偿机制进行评价。最后对促进我国新型储能产业发展的应用电价体系和补偿机制进行整体设计。

摘要：新型储能作为新型电力系统的重要技术和基础装备,是大比例新能源消纳以及电网安全的必要保障。研究新型储能的容量电价机制,有助于促进新型储能成本回收,吸引多元化投资。本文在相关政策指导下,考虑电网侧独立新型储能电站的成本特性,分析电网侧独立新型储能电站执行容量电价机制的科学性,提出基于经营期定价法和动态电价机制的容量电价核定方法,以容量电价补偿的方式保障新型储能快速发展阶段的成本回收。研究认为,构建随新型储能运营情况而调整的容量电价机制,有利于促进新型储能产业健康发展,有利于引导出适合新型储能的商业模式。研究结果可以为电网侧独立新型储能电价机制与补偿机制设计提供参考。

摘要：新型储能是实现碳达峰、碳中和目标的关键技术,是构建以新能源为主体的新型电力系统的重要支撑。本文梳理总结了国内外新型储能相关价格机制、市场机制和补偿机制,基于峰谷价差模式、两部制电价模式、辅助服务补偿与市场模式,针对新型储能的经济性和价格机制进行分析。首先,测算分析峰谷价差模式,不同造价水平新型储能的峰谷价差需求,当新型储能单位造价水平为1500元/千瓦时,峰谷价差需求约为0.55-0.6元/千瓦时;然后,提出基于新型储能的竞争性两部制电价机制,即竞争性电量电价与竞争性容量电价相结合的方式。在新型储能竞争性优选配置阶段,开展多投资主体的容量电价竞配,容量电费可由新能源企业分摊一定比例,不足部分纳入输配电价进行回收,并探索性地研究了通过输配电价回收电网替代性储能成本的合理性与可行性。其次,针对新型储能参与辅助服务进行测算分析发现,在我国现行辅助服务标准和市场机制下,大部分省区提供调频服务更能发挥新型储能的技术经济优势,单独提供调峰服务难以满足项目投资收益率要求。最后,基于新型储能经济性及价格机制分析,对我国新型储能价格机制提出相关建议。

摘要：【目的/意义】数据化赋能能源行业绿色发展成为大势所趋,储能产业作为碳达峰、碳中和的中坚力量正面临机遇与挑战,数字化如何助力产业碳中和成为研究热点。【方法/过程】基于碳中和视角分析了新型储能产业驱动力与困境,发现了储能产业发展的结症;通过阐明数字化与新型储能产业的融合机理,提出了云储能模式是新型储能产业发展的方向;通过设计新型储能产业与数字化耦合发展路径,构建了数据驱动产业发展的生态化模式。【结果/结论】提出碳中和视角下新型储能产业与数字化耦合发展具体建议,涉及新型储能产品销售和服务、政策制度和创新扶持方法、化学电池的碳轨迹监测和循环利用、源网荷储生态建设等方面,为新型储能产业发展提供多维度保障。【创新/局限】提出的数字化与新型储能产业融合发展机制具有系统性和创新性,但具体实施落地方案仍需要进一步深入的研究和探索。

摘要：[目的]在“双碳”目标下,以新能源为主体的新型电力系统在“源网荷”侧均赋予了储能重要战略地位,在灵活电力市场机制下,挖掘储能商业模式及成本回收机制,完善储能相关市场规则和支撑政策机制,对促进储能可持续发展,推进新型电力系统的建设和双碳目标的实现有着重要意义。[方法]基于国内外储能收益定价经验,采用经营期定价法、成本+合理收益、电力失负荷价值等多种方法对储能收益来源及成本回收机制进行了测算。[结果]基于现有政策路径,全面梳理了“源网荷”侧新型储能应用场景、商业模式及成本回收机制,总结了现存问题及政策建议。[结论]研究成果具备较好的可操作性和参考性,可为储能大规模发展和政策制定提供有益参考。

摘要：[目的]在“双碳”目标下,储能已经成为调节电力市场的重要参与者,是构建新型电力系统的关键环节。在中国目前储能市场条件下,分析储能的应用场景、商业模式、经济效益有利于为未来新型储能规模化发展与商业化运行提供基础依据。[方法]文章研究了发电侧、电网侧、用户侧的储能应用场景,分析包括发电侧、独立共享储能等各类型在内的经济效益水平及收入来源,总结了储能初期发展存在的问题并提出相关性建议。[结果]目前中国电化学新型储能的度电成本较高,整体经济效益水平较低,投资主体难以盈利,商业模式有限。[结论]未来中国应建立新型储能多元收益来源,支持各类市场主体投资建设运营共享储能设施,创新新型储能发展市场盈利模式。

摘要：[目的]新型储能是提升系统调节能力的重要手段之一,是构建新型电力系统的重要组成部分。明确新型储能的市场定位,研究完善新型储能的成本分摊和价格机制,有助于引导其健康、有序、高效发展。[方法]梳理国内外新型储能相关政策及运行情况;分析新型储能在电力系统中的功能和作用;结合广东电力系统实际,研究2030年前新型储能建设规模需求;基于广东目前价格机制,测算发电、电网(独立)、用户侧储能经济性,分析广东新型储能政策现状及存在问题;综合提出广东新型储能配套政策和机制建议。[结果]从调峰和调频角度分析,2030年前广东对新型储能尚不存在迫切需求;新能源配储能尚无明确的成本回收机制,光伏和陆上风电具备少量强配储能的成本消化空间,海上风电不具备强配储能的成本消化空间;电网侧(独立)储能商业模式尚不清晰,可通过辅助服务和现货电能量价差获取收益,但操作细则有待进一步明确,尚不具备经济性;用户侧储能商业模式较清晰,按现行峰谷电价和需求侧响应政策,具备一定经济性,但投资回收期长,面临政策变化风险。[结论]将新型储能区分为市场化和非市场化两类,前者由除电网外各类市场主体投资,在合理的价格和运行机制下,通过市场化渠道获取收益,由市场调节形成合理的新型储能规模和布局;后者由电网公司投资,通过输配电价回收成本。

摘要：随着中国风电、光伏发电容量大幅增长,发展新型电力系统的紧迫性与重要性越来越突出,储能显然成为新能源革命的必备品,新型储能技术得到了快速应用和发展。本文首先对新型储能技术进行综述,其次对主要的新型储能技术进行了详细介绍,最后对不同的储能技术相关参数进行对比,并对几种最有发展潜力的新型储能技术进行了未来展望。