“新能源空间和时间上的电量不平衡与传统电力系统形成尖锐冲突”“新能源爆发式增长给电力系统带来颠覆性影响”“新能源和储能宛如孪生姐妹，相互支撑发展”“交给电力市场，才能真正体现出储能价值”……这是记者在近日召开的第七届中国储能西部论坛上听到的业内声音。

与会专家认为，储能大规模发展势在必行，独立储能市场潜力巨大。未来，储能将重构电力系统。短期内，储能可平抑电力不平衡，长期看，储能可平抑能量不平衡。业内人士认为，要实现我国储能产业的大规模发展，除了技术要不断进步外，还需要完善政策机制，加速构建电力市场等。

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独立储能将成主流

今年以来，我国风电、光伏等新能源发展势头强劲。国家能源局发布的最新数据显示，截止到10月底，全国风电、光伏累计装机容量分别为3.5亿千瓦和3.6亿千瓦，分别同比增长了10.6%和29.2%。

中关村储能产业技术联盟理事长、中国能源研究会储能专委会主任委员陈海生表示，据不完全统计，截至今年10月，全国已有27个省份明确了储能装机规划，总规模达73.6吉瓦。从各省规划来看，多数省份鼓励发展新能源加储能的应用模式，鼓励建设集中式的共享储能和电网侧的储能示范项目。“随着‘双碳’目标的推进和可再生能源占比的不断提高，电力系统中储能的配置比例以及配置时长都会不断提高，大规模储能建设成为大势所趋。”

华能天成租赁有限公司产业链金融业务部总经理助理林佳荔表示，未来储能发展将经历三个阶段。2030年之前，以2-3小时的新型储能项目为主，技术路线主要是磷酸铁锂；2030年之后，随着规划的大批抽水蓄能项目逐渐投运，抽蓄将起到重要的支撑作用；2035年之后，当优势的抽蓄资源开发殆尽，4小时以上的长时新型储能将成为市场主力，包括压缩空气储能、液流储能以及氢能。

“未来，独立储能是主流发展趋势，”林佳荔表示，独立储能自2021年开始呈现爆发式增长。2021年，我国已投运的独立储能项目达1.3吉瓦，同比增长195%，主要分布在山东、江苏、湖南等8个省份，其中山东、江苏、湖南均有百兆瓦级的独立储能项目投运。2022年上半年，我国规划在建的独立储能项目已达45吉瓦，在规划在建新型储能项目中的占比超过80%。据中关村储能产业技术联盟预测，未来5年，独立储能年均新增装机规模将达7.2吉瓦，市场潜力巨大。

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确定合理规模是关键

在储能进入发展快车道的同时，还需要清醒地认识到，这一行业还面临着很多挑战。“首先，政策机制不完善，直接影响了独立储能的项目收益能力以及收益的稳定性。”林佳荔表示，其次，储能收益来源比较单一，我国电力市场建设尚处于初期，相关政策和规则仍不完善，中长期交易、现货交易及辅助服务市场、省间与省内市场衔接机制不够成熟，储能系统的多重价值评估以及认定还比较困难。最后，在建期储能项目资金需求量大，但匹配民营投资主体在建期的资金供给有限，资金与项目进度错位。这也是当前储能项目规划规模较大，但实际投运较少的重要原因。

林佳荔建议，对于政策和机制不完善，应总结先进省份独立储能政策以及实际投运项目的经验，结合各省实际情况，充分考虑地方政府、电网企业、新能源场站业主以及储能投资方等各方利益诉求，实现多方共赢。对于收益来源比较单一的问题，最行之有效的解决方法是通过建立市场化程度较高的多层次统一电力市场体系来解决。对于民营投资主体在建期资金供需不平衡问题，建议选择产业金融能力较强，最好是拥有在建期储能项目投资成功案例的金融机构，根据不同区域不同收益来源特点设计融资方案，为独立储能匹配在建期资金支持。

国网西北分部副主任范越认为，在新型电力系统中，电力不足与弃电并存，总量平衡中新能源电量占比较高，导致过程平衡难度增大。整体对局部除了电力支援，还有调峰共享等，省间潮流交换更为频繁。储能的应用对系统安全、保供、消纳具有重要意义。但是，目前储能行业发展存在合理规模如何确定的问题。“大规模储能会带来巨额的电价分摊压力，所以，储能规划宜采取国、网、省三级迭代的优化方式确定规模。我们需要对各类储能的配置需求进行分析计算，各类储能均能在‘充电积木图’上找到更经济的工作位置。”

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独立储能商业模式的成熟受到多方面制约

当前独立储能行业尚处于发展初期，商业模式的成熟受到多方面因素的制约。

一是容量租赁缺乏落地机制，容量租赁收入存在一定不确定性。

二是现货市场处于建设初期，多数省份尚无法通过现货市场实现套利。

三是新版“两个细则”将独立储能纳入辅助服务市场主体，但多数省份政策尚待落地。

四是储能容量价值逐渐体现，但反映容量价值的规则需更深入的探索与实践。

五是收益来源较单一，通过参与市场实现多重价值难度较大。六是尚未建立完善的市场信息披露机制，市场规则透明度较低。

随着电力市场建设的不断推进，独立储能商业模式将逐渐成熟。从收益来源来看，未来独立储能容量价值及能量价值将得到充分体现。从投资主体来看，现有投资者以新能源“强配”储能政策带动的央国企新能源场站业主为主，随着独立储能收益模式逐渐清晰，项目经济性提高，未来独立储能电站的投资者也将会更加多元，有望从现在的新能源场站业主扩展到售电公司、负荷端企业及第三方投资者。从资金来源来看，市场需要深耕储能行业、具有产融协同能力的金融机构的支持，以有效解决独立储能项目不同阶段资金需求。

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与新型电力系统之间的关系还需深入研究

在业内人士看来，构建新型电力系统是一场涉及广泛、影响深远的长周期系统性工程，储能是其中的一项重要支撑技术，需要深入研究其与新型电力系统间的关系，从政策和技术两方面入手，促进其发展。

在国网西北分部技术中心主任段乃欣看来，除了健全大规模储能的技术标准之外，还应考虑不同地区的需求，开展大规模储能控制性能的优化工作，提升新型电力系统安全稳定水平。在高比例新能源、大规模储能的新型电力系统中，电源数量多，特性杂、分布广，需要开展适应储能类电源接入的新型电力系统概率化的平衡理论研究，从模型构建、分区优化、算法求解等方面深入探索，实现源网荷储高效协同的大规模平衡统筹。

清华大学电机系教授、中国能源研究会储能专委会副主任委员夏清则表示，在发电侧和负荷侧分布式地安装储能，可“熨平”新能源出力和负荷曲线，将系统电力平衡转变为电量平衡，减少为满足尖峰负荷投资的输电线路，使源网荷三个环节协同共赢发展。新型电力系统是以新能源、电网、储能、主动负荷重构能源系统，只有满足激励相容的机制，才能激活各环节的活力，激发网源荷储高效精准的互动，激励新能源与储能的协同发展。

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市场疏导，独立储能将迎春天

在全球向低碳转型这样一个不可逆的大形势下，储能作为一个独立市场主体，在国家政策的有序引导下，下一步就是如何疏导市场化成本问题。

业界人士谈到，当前，储能需要保持在储能集成技术的先进性，比如PCS等核心技术和装备，以及工程层面的技术先进性，将成为储能发展的内在逻辑之一。

此外，储能的发展还与电力-能源整个大体系息息相关。储能一直是被纳入整个能源系统来看的。它可以被看做是一个可以共享的“充电宝”，所以，储能产业不是孤立的，它要与整个体系一起考虑。尽管它是一个独立的市场主体，但电力系统的良好政策环境和市场规则也能让独立储能从中获益不少。

从国家出台政策至今，才不到一年时间。目前独立储能尚缺乏成熟的商业运营模式，但独立储能能在电网中发挥有益作用，为实现独立储能的可持续、规模化发展提供了良好的示范。

我们应该相信，这个产业的力量将逐渐显现出来。在发展初期，众多政策的扶持让其逐渐步入正轨。随着市场机制不断完善，独立储能将不断从趋于成熟的规格、价格机制获益。

但需要储能“玩家们”警惕的是，需重点关注运行策略、电价机制、交易机制等，这样才能在多变的环境中，真正“笑傲江湖”。

文章来源： 中国能源报，长三角智慧能源大会，高工锂电