“当前，新型储能仍处于技术快速进步和规模化发展初期阶段，成本下降潜力很大，政策机制还有待完善。”国家能源局能源节约与科技装备司副司长刘亚芳在8月16日举行的新型储能市场化发展专题研讨会上表示。
多位与会嘉宾表示，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。新型储能项目建设要充分考虑经济性，通过技术进步推动成本下降；同时进一步创新商业模式，扩大盈利空间。
新型储能市场前景广阔
山西新兴电力市场研究院院长任远介绍，截至目前，山西省风电和光伏总装机容量占省调发电装机的42.82%。山西电网快速向新能源高占比方向迈进。
《山西省“十四五”电力发展规划》提出，2025年风电和光伏装机规模将达到8000万千瓦左右，风电和光伏总装机将达到省调发电装机的55.59%。任远表示，电力系统对火电灵活性、抽水蓄能、新型储能、可中断负荷等调节性资源的需求日益凸显。
据介绍，目前在山西开展的新型储能试点示范项目有“火电+储能”联合调频项目、新能源配建储能项目及独立储能项目。其中，12个“火电+储能”联合调频项目在运，总装机达125MW/65MWh。两个独立储能项目在开展涉网试验，即将投入运行。据《山西省“十四五”电力发展规划》，到2025年省内新型储能装机规模将达到600万千瓦左右。
“作为电力外送大省，山西属于典型的送端市场，一定程度上也是华北区域的调峰基地。”任远表示，“随着新能源占比不断提升，系统运行中顶峰、调峰、调频、爬坡等愈加频繁，新型储能市场前景广阔。”
建立完善成本疏导机制
“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。”电力规划设计总院首席专家刘庆表示，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。
作为新技术、新业态，新型储能的发展面临一些挑战。任远表示，在山西省大同、朔州、忻州、阳泉等地投运的新能源电站，有相当部分按10%-15%配置了储能，由于各种原因这部分配建储能基本没有利用起来。“如何发挥这些资源的作用，应引起相关部门及投资主体的重视。”
刘亚芳认为，建立完善新型储能建设和运行成本疏导机制，推动项目实现盈利，是促进技术进步和实现项目安全可靠运行的重要基础。“各地要加强市场化机制，先行先试，在制修订各地电力市场规则时，充分考虑新型储能特点，明确新型储能准入条件，丰富新型储能可参与的交易品种，鼓励新型储能优先参与各类电力市场获取收益，进一步创新商业模式，扩大盈利空间。”刘亚芳表示。
刘庆建议，在市场化初期，考虑到独立新型储能项目存在收益不足以补偿成本的问题，可在竞争的前提下，考虑给予容量电价政策，形成针对独立新型储能的两部制电价政策。
对于新型储能项目建设，任远认为，要充分考虑其经济性。“要统筹考虑全省新能源装机容量、分布情况、发展规划及消纳等因素，结合煤电机组灵活性改造进度、抽水蓄能电站规划建设、用户侧调节能力挖掘等因素，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。”任远表示。
