储能与新能源 协同发展问题亟待解决

　　● 本报记者 罗京

　　“预计2023年下半年新型储能规模将增长迅速，全年新增装机规模将达到15GW-20GW，超过过去十年的总和。”中关村储能产业技术联盟理事长陈海生在8月2日-3日举办的第八届储能西部论坛上表示。

　　与会专家表示，当前我国储能产业已进入规模化发展新阶段，西部尤其是西北地区已成为储能规模化发展第一线。不过，在新能源与储能协同发展方面，仍存在新型储能规划与实际装机的数量差距较大，难以充分发挥储能系统调节作用；市场机制不健全，新能源配建储能的实际利用率不高等问题待解。

　　西北地区装机规模跃升

　　根据本次论坛上发布的CNESA Datalink2023上半年储能数据，上半年，陕西、甘肃、宁夏、青海和新疆西北五省区新增投运新型储能装机规模达到1.82GW/4.71GWh，占其去年全年的76%。截至2023年6月底，西北五省区已投运新型储能项目累计装机规模达到5.00GW/11.25GWh，近五年复合增长率(2017-2022年)达109%。

　　国家能源局日前发布的数据显示，截至2023年6月底，宁夏、新疆新型储能累计装机规模分别达到197万千瓦/391万千瓦时和122万千瓦/313万千瓦时，位列全国前五。

　　“得益于西部地区新能源装机规模的快速增长，甘肃、宁夏、新疆等西部省份成为落地规模化储能项目的主战场，”中国能源研究会理事长史玉波在论坛开幕式致辞时表示，西部区域在新型储能参与电力辅助服务市场政策方面开展了持续的探索创新，成为储能规模化发展的前沿阵地。

　　CNESA Datalink数据显示，自2022年以来，西北五省区已经有20余个新型储能百兆瓦电站投运，规划在建百兆瓦项目达130余个，西北五省区合计规划目标规模达24GW。

　　项目类型上，西北五省区新型储能项目以独立储能和新能源配储应用为主，占各省累计装机的90%以上；技术路线上，除锂电池之外，压缩空气等长时储能技术以及飞轮等短时储能技术均有较为明确发展规划。

　　资料显示，西北地区大多为太阳能资源丰富的一、二类地区。国家能源局科技装备司能效与储能处处长徐梓铭表示，西部是个重要的新能源输送地区，要充分利用资源优势，为推动新型储能与新能源协同发展提供重要发展场景。

　　面临诸多难题

　　近两年，在政策推动下发电侧储能发展迅猛，成为国内新型储能装机快速增长的主要驱动因素。“然而，项目经济性差、商业模式不清晰一直制约着发电侧储能的规模化发展。”中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬表示，评估不同场景下发电侧储能的真实价值，提出针对性的政策建议，对于推动储能参与电力市场并形成成熟的商业模式具有重要意义。

　　对此，中关村储能产业技术联盟和自然资源保护协会共同发布了《双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究》(简称《研究》)。

　　《研究》指出，尽管目前储能技术众多，但不同储能技术性能差异较大，尚不能同时满足大容量、高安全、长寿命、低成本等要求。此外，国内储能财政补贴政策力度小，可参与的电力市场及获取的收益十分有限，大部分新能源配储无法获得市场收益。

　　岳芬认为，储能具有多重功能与价值，不同地区的电源类型、电源结构、装机规模、出力特性等因素都影响对储能功能的需求，配置储能应根据电源结构，结合电网需求开展。

　　“比如水电大省具有明显的丰水期和枯水期，一般有外送需求，需要重点关注氢能等跨季节储能或采用风光水互补方案；火电大省多为负荷中心，一般有多个特高压直流落点，对储能的需求主要是满足本地新能源消纳、调峰调频、紧急功率支撑等；新能源大省对储能的需求主要是满足新能源本地消纳和外送，解决系统多时间尺度有功功率不平衡等。”岳芬表示。

　　史玉波表示，目前新能源与储能协同发展方面仍存在新型储能规划与实际装机的数量差距较大，难以充分发挥储能系统调节作用；市场机制不健全，新能源配建储能的实际利用率不高；新型储能可以实际参与交易的品种仍然有限，市场机制、价格机制不完善等诸多问题。

　　史玉波建议，应进一步深化能源电力体制改革，细化调频服务品种，区分储能在不同应用场景体现价值，优化辅助服务市场算法规则和储能调用机制，探索出台共享租赁市场规则及建立容量市场可行性，探索储能参与碳市场或绿证市场疏导储能成本。

　　《研究》预测，到2025年、2030年，新型储能装机规模将分别达到55.9GW、166.8GW，基于新型储能装机规模及应用占比预测，估算发电侧储能装机规模将达到22.4GW、75.1GW。