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储能健康发展需可行的商业模式
“新能源发电占比要实现从现在的12%到超过20%、35%，甚至将来在碳中和情景下达到60%左右，一个重要的支撑条件是储能。那么储能如何满足新型电力系统灵活性需求，健康有序发展呢？”近日参加“新型电力系统沙龙”系列活动的与会专家一致认为，与新能源高速跃升相比，储能行业发展规模相对滞后，未来储能的健康发展需要合理的市场机制与可行的商业模式。
“2021年可谓是我国储能市场进入真正意义上的规模化发展的一年。”在中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻看来，新型储能的增速非常快。去年新型储能新增2.4GW，同比增长74.5%，高于全球的增速。去年山东依托共享储能的创新模式，在新增市场中排名第一；江苏和广东延续了用户侧、电网侧储能的发展，在新增储能市场中占比靠前；内蒙古基地的储能投运以后规模也在快速上涨。“我们正在统计新型储能规划和投运的项目，预计第三、第四季度会有大幅增长。”李臻补充道。
值得注意的是，与引领全球的新能源相比，国内储能发展有所滞后。数据显示，到2060年，电力系统需要的储能在10亿千瓦左右，其中抽水蓄能、新型储能、电动汽车的V2G将扮演重要角色。
会上，有关抽水蓄能专家表示，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减、风光等可再生能源快速渗透、灵活性资源合理配置三方面的关系。目前新型储能和抽水蓄能的发展规模都相对滞后，需要共同发力、协同发展。
业内人士也认为，新型储能和抽水蓄能在开发时序、建设布局和响应特性等方面可充分互补，共同为新型电力系统建设提供支撑。例如，压缩空气储能的技术原理与抽水蓄能类似，我国在发展沙漠、戈壁风光资源，尤其是缺水的大型风光基地，可以考虑配置压缩空气储能。
谈及储能行业的未来，北京智中能源互联网研究院副院长白建华认为，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。具体来说：一是关注混合型的发展趋势，即水电、抽蓄、风光电的组合开发；二是关注两部制电价的发展，相比较于辅助服务市场定价简单易行，可以有力地调动新型储能的积极性；三是从全生命周期角度，关注新型储能的安全、寿命和成本问题，并判断与抽水蓄能的合作和竞争关系。
万里智库高级研究员王自强表示，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，一是为配合新能源发展，需要因地制宜地配套储能，避免盲目上马新基建，造成浪费；二是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。
