为推动支撑新型电力系统建设的关键技术的发展，中国能源研究会与自然资源保护协会（NRDC）共同推出“新型电力系统沙龙”系列活动，邀请业内资深专家分享观点、对话交流。10月31日，聚焦储能发展面临的挑战和发展路径，国网新能源控股有限公司抽水蓄能技术经济研究院规划评审中心室主任张云飞、中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻、北京智中能源互联网研究院副院长白建华、万里智库高级研究员王自强、资深能源专家许江风、中国能源研究会能源政策研究中心主任林卫斌和NRDC清洁电力高级顾问王万兴等专家进行了研讨。
张云飞表示，“双碳”目标和建设新型电力系统的目标提出以来，我国的抽水蓄能建设开始蓬勃发展。新型电力系统是一项系统工程，需要处理好火电机组有序退出、风光等可再生能源有序渗透、灵活性资源合理配置三方面的关系。我国提出2030年风光总装机达到12亿千瓦以上的目标。按照15%配置储能的规模估算，至少需要1.8亿千瓦的储能。目前，新型储能和抽水蓄能的发展规模都相对滞后，需要促进抽水蓄能与新型储能的协同发展。截至2021年底，国内抽水蓄能装机容量达到3693万千瓦，抽水蓄能迎来了全面高速发展的新阶段。此外，抽水蓄能的多元化发展也应得到重视，应加强中小型抽水蓄能的开发、因地制宜开发混合式抽水蓄能以及探索海水抽水蓄能的开发和应用等三方面的工作。
李臻表示，2021年我国储能市场进入真正意义上的规模化发展。其中新型储能市场累计规模达到573万千瓦，新增规模突破200万千瓦，同比增长74.5%。然而，新型储能的发展存在两方面挑战。一是供应链价格波动传导至下游储能市场。2021年至今，在上游原材料价格的影响下，储能电池成本上升超过20%。项目初始投资相应增加、项目收益率下降，很多项目不具备商业可行性，导致目前一些已经招标的储能项目暂缓执行。二是我国新型储能市场尚未形成稳定的收益模式。新型储能的发展受政策影响大、商业模式不清晰，盈利困难。目前，美国、澳大利亚和欧盟等国家和地区等已将新型储能作为经济发展的新驱动力之一，在研发资金、市场机制、电价补贴、退税等方面给出了各项支持措施。
白建华认为，电力系统的电源侧和需求侧发生的变化，对储能的发展提出要求。电源侧接入大量靠天吃饭的风光发电资源，以及需求侧终端部门的电能替代，极大地改变了负荷曲线，需要综合考虑电力需求总量、特性、区域分布等特点，对负荷曲线进行适应性的调整和分析，从而确定所需要的储能规模。
王自强表示，从资本市场看，必须利用市场手段来发展储能，尤其是新型储能，要产生经济效益。在发展过程中，要重点关注两个问题。其一，为配合新能源发展，需要因地制宜地配套储能，避免盲目上马新基建，造成不必要的浪费。其二，避免对储能技术的过度保护，需要通过市场化手段，提升储能技术的市场竞争力。
林卫斌认为，按照“三步走”的构建，预计风光新能源发电量到2030年将超过20%、2040年达到35%左右、2040年超过煤电成为第一大主体电源。要实现从现在的12%到超过20%、35%，甚至将来在碳中和情景下达到60%左右的比重，其中一个非常重要的支撑条件是要靠储能发展。
王万兴认为，储能是满足新型电力系统灵活性需求的重要组成部分。为支持储能的健康有序发展，需要充分发挥政府和市场的作用。前期政府推出政策，调动社会积极性，实现储能快速发展。加强政府规划，从区域角度统一规划新能源装机规模、送出工程和储能设施建设。储能的健康发展需要合理的市场机制与可行的商业模式。虽然新型储能技术成本下降很多，但目前从经济性、安全性角度来看，还没有达到与其他技术公平竞争的阶段。同时，由于市场主体立场不同，对待两部制电价的水平与结构认识不一致，需要加强与企业、市场主体等深入交流，探讨社会转型成本最小的方案。
来源：中国经济新闻网—中国经济时报 作者：王彩娜 编辑： 谷云
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