“預(yù)計2023年下半年新型儲能規(guī)模將增長迅速，全年新增裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到15GW-20GW，超過過去十年的總和。”中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟理事長陳海生在8月2日-3日舉辦的第八屆儲能西部論壇上表示。

　　與會專家表示，當(dāng)前我國儲能產(chǎn)業(yè)已進(jìn)入規(guī)?；l(fā)展新階段，西部尤其是西北地區(qū)已成為儲能規(guī)?；l(fā)展第一線。不過，在新能源與儲能協(xié)同發(fā)展方面，仍存在新型儲能規(guī)劃與實際裝機(jī)的數(shù)量差距較大，難以充分發(fā)揮儲能系統(tǒng)調(diào)節(jié)作用;市場機(jī)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(qū)裝機(jī)規(guī)模躍升

　　根據(jù)本次論壇上發(fā)布的CNESA Datalink2023上半年儲能數(shù)據(jù)，上半年，陜西、甘肅、寧夏、青海和新疆西北五省區(qū)新增投運新型儲能裝機(jī)規(guī)模達(dá)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(qū)已投運新型儲能項目累計裝機(jī)規(guī)模達(dá)到5.00GW/11.25GWh，近五年復(fù)合增長率(2017-2022年)達(dá)109%。

　　國家能源局日前發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，截至2023年6月底，寧夏、新疆新型儲能累計裝機(jī)規(guī)模分別達(dá)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(qū)新能源裝機(jī)規(guī)模的快速增長，甘肅、寧夏、新疆等西部省份成為落地規(guī)?；瘍δ茼椖康闹鲬?zhàn)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(qū)域在新型儲能參與電力輔助服務(wù)市場政策方面開展了持續(xù)的探索創(chuàng)新，成為儲能規(guī)?；l(fā)展的前沿陣地。

　　CNESA Datalink數(shù)據(jù)顯示，自2022年以來，西北五省區(qū)已經(jīng)有20余個新型儲能百兆瓦電站投運，規(guī)劃在建百兆瓦項目達(dá)130余個，西北五省區(qū)合計規(guī)劃目標(biāo)規(guī)模達(dá)24GW。

　　項目類型上，西北五省區(qū)新型儲能項目以獨立儲能和新能源配儲應(yīng)用為主，占各省累計裝機(jī)的90%以上;技術(shù)路線上，除鋰電池之外，壓縮空氣等長時儲能技術(shù)以及飛輪等短時儲能技術(shù)均有較為明確發(fā)展規(guī)劃。

　　資料顯示，西北地區(qū)大多為太陽能資源豐富的一、二類地區(qū)。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(qū)，要充分利用資源優(yōu)勢，為推動新型儲能與新能源協(xié)同發(fā)展提供重要發(fā)展場景。

　　面臨諸多難題

　　近兩年，在政策推動下發(fā)電側(cè)儲能發(fā)展迅猛，成為國內(nèi)新型儲能裝機(jī)快速增長的主要驅(qū)動因素。“然而，項目經(jīng)濟(jì)性差、商業(yè)模式不清晰一直制約著發(fā)電側(cè)儲能的規(guī)模化發(fā)展。”中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟副秘書長岳芬表示，評估不同場景下發(fā)電側(cè)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(yè)模式具有重要意義。

　　對此，中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟和自然資源保護(hù)協(xié)會共同發(fā)布了《雙碳背景下發(fā)電側(cè)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(shù)眾多，但不同儲能技術(shù)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(nèi)儲能財政補(bǔ)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(rèn)為，儲能具有多重功能與價值，不同地區(qū)的電源類型、電源結(jié)構(gòu)、裝機(jī)規(guī)模、出力特性等因素都影響對儲能功能的需求，配置儲能應(yīng)根據(jù)電源結(jié)構(gòu)，結(jié)合電網(wǎng)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(guān)注氫能等跨季節(jié)儲能或采用風(fēng)光水互補(bǔ)方案;火電大省多為負(fù)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(diào)峰調(diào)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(tǒng)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(xié)同發(fā)展方面仍存在新型儲能規(guī)劃與實際裝機(jī)的數(shù)量差距較大，難以充分發(fā)揮儲能系統(tǒng)調(diào)節(jié)作用;市場機(jī)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(jī)制、價格機(jī)制不完善等諸多問題。

　　史玉波建議，應(yīng)進(jìn)一步深化能源電力體制改革，細(xì)化調(diào)頻服務(wù)品種，區(qū)分儲能在不同應(yīng)用場景體現(xiàn)價值，優(yōu)化輔助服務(wù)市場算法規(guī)則和儲能調(diào)用機(jī)制，探索出臺共享租賃市場規(guī)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(dǎo)儲能成本。

　　《研究》預(yù)測，到2025年、2030年，新型儲能裝機(jī)規(guī)模將分別達(dá)到55.9GW、166.8GW，基于新型儲能裝機(jī)規(guī)模及應(yīng)用占比預(yù)測，估算發(fā)電側(cè)儲能裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到22.4GW、75.1GW。

　　來源：中國證券報 記者 羅京