储能行业新机遇

“新型储能对促进新能源开发、消纳、提高电力系统安全运行水平的价值正逐渐得到高度认可，对经济社会的作用日益显现。”国家能源局能源节约与科技装备司副司长刘亚芳在近日举行的新型储能市场化发展专题研讨会上表示。

这从全国新型储能装机规模半年翻番上就可窥一斑。随着可再生能源装机规模快速增长，电力系统对各类调节性资源需求迅速增长，新型储能项目加速落地，装机规模持续快速提升。截至今年6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模超过1733万千瓦/3580万千瓦时，平均储能时长2.1小时。1至6月，新投运装机规模约863万千瓦/1772万千瓦时，相当于此前历年累计装机规模总和，湖南、山东、宁夏、内蒙古、新疆新增新型储能装机规模排名全国前五。

随着新型电力系统建设加快和新能源大规模并网，新型储能将迎来大规模发展。据电力规划设计总院测算，综合考虑支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑新能源基地大规模外送等各类应用场景，2030年我国新型储能总装机规模将达到1.7亿千瓦，新能源装机规模为18亿千瓦。

为推动新型储能市场化发展，迫切需要政产学研用各方面协同发力，重点是持续做好四方面工作：一是推动新型储能科学合理配置，二是推动新型储能科学优先调度运用，三是推动新型储能技术多元化示范应用，四是推动新型储能成本有效疏导。

特别是推动新型储能成本有效疏导是业内普遍关注的问题。新疆一相关部门负责人建议，一是鼓励储能以独立身份参与电力市场中长期交易或现货交易；二是试行独立储能容量电价补偿；三是加快推动独立储能参与调峰辅助服务市场；四是建立共享储能容量租赁机制，鼓励新能源企业以共建、租赁的形式实现配置储能需求，支持共享储能项目通过出售、租赁等共享服务回收建设成本。“最大限度发挥储能综合效用，需要协同不同政府部门、电网、新能源发电企业等多方面，为储能发展营造良好环境。”

对于新型储能建设，受访业内人士认为，各省要统筹考虑全省甚至更大区域的新能源装机规模和消纳情况，并结合煤电机组灵活性改造进度、抽水蓄能电站规划建设等因素，优先挖掘发电侧和用户侧低成本调节资源，适度发展新型独立储能。

储能市场的高质量发展需要经济性与安全性“肩并肩”，储能技术与市场需求的紧密协同发展至关重要，要加强顶层设计，创新市场体制，推动技术进步，扩展应用场景，各企业要携手共推储能市场健康发展，助力新型电力系统变革。