與會專家表示，當前我國儲能產業已進入規模化發展新階段，西部尤其是西北地區已成為儲能規模化發展第一線。不過，在新能源與儲能協同發展方面，仍存在新型儲能規劃與實際裝機的數量差距較大，難以充分發揮儲能系統調節作用；市場機制不健全，新能源配建儲能的實際利用率不高等問題待解。
西北地區裝機規模躍升
根據本次論壇上發布的CNESA Datalink2023上半年儲能數據，上半年，陜西、甘肅、寧夏、青海和新疆西北五省區新增投運新型儲能裝機規模達到1.82GW/4.71GWh，占其去年全年的76%。截至2023年6月底，西北五省區已投運新型儲能項目累計裝機規模達到5.00GW/11.25GWh，近五年復合增長率(2017-2022年)達109%。
國家能源局日前發布的數據顯示，截至2023年6月底，寧夏、新疆新型儲能累計裝機規模分別達到197萬千瓦/391萬千瓦時和122萬千瓦/313萬千瓦時，位列全國前五。
“得益于西部地區新能源裝機規模的快速增長，甘肅、寧夏、新疆等西部省份成為落地規模化儲能項目的主戰場，”中國能源研究會理事長史玉波在論壇開幕式致辭時表示，西部區域在新型儲能參與電力輔助服務市場政策方面開展了持續的探索創新，成為儲能規模化發展的前沿陣地。
CNESA Datalink數據顯示，自2022年以來，西北五省區已經有20余個新型儲能百兆瓦電站投運，規劃在建百兆瓦項目達130余個，西北五省區合計規劃目標規模達24GW。
項目類型上，西北五省區新型儲能項目以獨立儲能和新能源配儲應用為主，占各省累計裝機的90%以上；技術路線上，除鋰電池之外，壓縮空氣等長時儲能技術以及飛輪等短時儲能技術均有較為明確發展規劃。
資料顯示，西北地區大多為太陽能資源豐富的一、二類地區。國家能源局科技裝備司能效與儲能處處長徐梓銘表示，西部是個重要的新能源輸送地區，要充分利用資源優勢，為推動新型儲能與新能源協同發展提供重要發展場景。
面臨諸多難題
近兩年，在政策推動下發電側儲能發展迅猛，成為國內新型儲能裝機快速增長的主要驅動因素。“然而，項目經濟性差、商業模式不清晰一直制約著發電側儲能的規模化發展。”中關村儲能產業技術聯盟副秘書長岳芬表示，評估不同場景下發電側儲能的真實價值，提出針對性的政策建議，對于推動儲能參與電力市場并形成成熟的商業模式具有重要意義。
對此，中關村儲能產業技術聯盟和自然資源保護協會共同發布了《雙碳背景下發電側儲能綜合價值評估及政策研究》（簡稱《研究》）。
《研究》指出，盡管目前儲能技術眾多，但不同儲能技術性能差異較大，尚不能同時滿足大容量、高安全、長壽命、低成本等要求。此外，國內儲能財政補貼政策力度小，可參與的電力市場及獲取的收益十分有限，大部分新能源配儲無法獲得市場收益。
岳芬認為，儲能具有多重功能與價值，不同地區的電源類型、電源結構、裝機規模、出力特性等因素都影響對儲能功能的需求，配置儲能應根據電源結構，結合電網需求開展。
“比如水電大省具有明顯的豐水期和枯水期，一般有外送需求，需要重點關注氫能等跨季節儲能或采用風光水互補方案；火電大省多為負荷中心，一般有多個特高壓直流落點，對儲能的需求主要是滿足本地新能源消納、調峰調頻、緊急功率支撐等；新能源大省對儲能的需求主要是滿足新能源本地消納和外送，解決系統多時間尺度有功功率不平衡等。”岳芬表示。
史玉波表示，目前新能源與儲能協同發展方面仍存在新型儲能規劃與實際裝機的數量差距較大，難以充分發揮儲能系統調節作用；市場機制不健全，新能源配建儲能的實際利用率不高；新型儲能可以實際參與交易的品種仍然有限，市場機制、價格機制不完善等諸多問題。
史玉波建議，應進一步深化能源電力體制改革，細化調頻服務品種，區分儲能在不同應用場景體現價值，優化輔助服務市場算法規則和儲能調用機制，探索出臺共享租賃市場規則及建立容量市場可行性，探索儲能參與碳市場或綠證市場疏導儲能成本。
《研究》預測，到2025年、2030年，新型儲能裝機規模將分別達到55.9GW、166.8GW，基于新型儲能裝機規模及應用占比預測，估算發電側儲能裝機規模將達到22.4GW、75.1GW。
來源：中國證券報
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