随着风电、光伏等新能源占比逐步提高，储能产业迎来重要风口期。10月31日，在中国能源研究会与自然资源保护协会（NRDC）共同推出的“面向新型电力系统的储能发展路径”上，多位业界专家聚焦储能发展面临的挑战和路径展开了研讨。

自“双碳”目标和建设新型电力系统目标提出以来，我国的抽水蓄能建设蓬勃发展。抽水蓄能行业专家张云飞表示，抽水蓄能在新型电力系统构建当中有着不可替代的作用。

具体而言，抽水蓄能有六大功能，分别是调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动，其拥有容量大，工况多，速度快，可靠性高，经济性好等五大技术优势，可以发挥保障大电网安全、促进新能源消纳和提升全系统性能的三大基础作用。

新能源高比例接入电力系统后，其随机性、波动性对电能质量将形成挑战。抽水蓄能本身是调节的工具，能够提升供电的质量，提高新能源消纳水平，适应互联互通需求，提升电力系统的灵活性，包括配合其他机组运行实现节能减排，保障特高压输电的安全。（抽水蓄能）是智能电网的有机组成部分，能够配合我国核电大规模发展，减少系统调峰调频的压力。

中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻表示，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%。新型储能可分为用户侧、电网侧和电源侧三个领域，目前新增的项目是以电源侧为主，主要是可再生能源配置储能，政策激励下装机增长非常快。

全球可再生能源的快速发展，对于电力系统和电力市场的规则都带来了新变化和新挑战。李臻表示，应对这些变化和挑战，新型储能要发挥快速响应、快速调频的作用。容量时长更长、频率响应速度更快是未来新型储能的发展方向。

谈及新型储能发展面临的挑战，李臻表示有两个方面：

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。当前受原材料、供应链等因素制约，新型储能价格下降的步伐相较预期有所滞后，成本疏导没有形成很好的途径。

二是我国新型储能市场尚未形成稳定的收益模式。国内的新型储能还没有形成稳定的商业模式，无论是可再生能源配置储能、新型储能还是辅助服务市场等，都受政策影响非常大，目前商业模式不清晰，盈利比较困难。

“按照‘三步走’的构建，预计风光等新能源发电量比将到2030年占超过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，其中非常重要的支撑条件是储能的发展。”中国能源研究会能源政策研究中心主任林卫斌表示，从成本层面考虑，未来不可能建两套系统，再配套传统能源系统备用。

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。

前期政府推出政策，调动社会积极性，实现储能的快速发展。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“两部制电价”的认识不一致，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。

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