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北极星储能网获悉，2021年12月16日，由中国能源研究会指导，中国能源研究会储能专委会、中关村储能产业技术联盟主办，国家电网有限公司西北分部联合主办的第六届“中国储能西部论坛”在线上召开，业内专家共同探讨推进储能市场化应用。
新型储能规模强势增长
中国能源研究会特邀副理事长、大唐集团原董事长陈进行在致辞中指出，目前，我国已成为世界最大的储能电池供应地，我国的新能源汽车占到全球总量一半以上，抽水蓄能电站装机超过4000万千瓦、位居世界第一，而电化学储能电站方面，中国在建在运项目总装机容量超过了600万千瓦，发展速度和取得的成果世所瞩目。
据北极星储能网了解，中国电化学储能装机规模一直持续快速增长，2020年内新增电化学储能装机突破1GW。国家能源局科技装备司副司长刘亚芳则表示，近年来，得益于技术进步、市场需求和有关政策机制不断健全完善，新型储能规模化应用呈现强劲趋势。刘亚芳预计今年年底，我国新型储能装机规模将超过400万千瓦。
中关村储能产业技术联盟理事长、中国能源研究会储能专业委员会主任委员，中科院重大科技任务局副局长陈海生提到，根据中关村储能产业技术联盟的统计，2021年上半年国内新增规划在建运行的新型储能项目数达到了257个、总规模是11.8GW，分别是去年同期的1.6倍和9倍，新增投运新型储能项目规模达到了304.4MW/623.9MWh，百兆瓦以上大规模的储能项目是是去年同期的8.5倍，多个百兆瓦级项目陆续开工，吉瓦级的巨型项目也被列入了开发的计划。
北极星储能网也看到，山西朔州今年以来已有多个400/800MWh项目陆续发布招标中标，获得市场关注。而湖北也一次性公布了38个独立储能电站项目清单，总规模2536MW/5092MWh，单个储能项目规模都在50MW/100MWh以上。
同时，今年以来国家以及地方也出台了多个“新能源+储能”支持政策，据北极星储能网不完全统计，2021年截止到目前已有20省份要求配置储能，配置比例基本不低于10%，其中河南、陕西部分要求达到20%。配置时间大部分为2h，其中河北市场化并网规模项目要求达到3h。个别地区还提出优先支持配套储能项目并网，或优先支持储能配比高、时间长的一体化项目等条款。
陈海生表示，在21省份发布风电光伏开发建设方案中、14个省份明确风电+光伏2021年度规模指标合计127.8GW，如果按10%配储能比例计算，预计储能容量应该达到12.78GW左右。
促进储能成本合理分摊和向用户侧疏导
在当前双碳目标及大力发展新能源背景下，储能未来市场需求不言而喻。但新能源配套了储能如何使用才能发挥价值、如何回收项目成本等市场化问题仍有待解决。几位领导在进一步推进储能项目市场应用和储能价格机制方面都给出了具体建议。
刘亚芳指出“十四五”是储能技术和产业发展的难得机遇期。因而在十四五期间，储能领域要优化建设布局，促进新型储能与新型电力系统各环节有机融合、协调发展。在推进市场应用方面，刘亚芳认为要因地制宜探索灵活多样的商业模式，在保障安全的前提下，探索共享储能、云储能、储能聚合、电动汽车储能等新模式。同时还要大力推进电力体制改革和电力市场建设，营造公平竞争的市场环境；研究建立新型储能价格机制，促进储能成本合理分摊和疏导。
陈海生指出，若要更好的衡量储能的价值，就要建立长久的商业模式！他建议，应根据以新能源为主体的新型电力系统需要建筑辅助服务的成本疏导机制，适时考虑增加新的辅助服务的品种。同时要对提供保障电网安全的储能资产进行系统性的成本和效益的评估，根据评估结果考虑是否将其全面或者部分纳入输配电价。最后还应尽快建立能够反映电力商品属性和质量特性的电价机制或者电力线或市场的机制。
面对未来西部储能发展需求，陈进行认为主管部门要积极引导发电企业在新增新能源项目中按一定比例自建、租用和购买储能配额，并给予优先并网、优先消纳支持、辅助服务补偿适当予以倾斜，鼓励配置储能积极性。他还建议，在现有电力市场运行规则下，将储能配额与新能源配额机制挂钩，逐步向用户侧传导新能源和储能配套成本，形成用户支付“绿电服务”的长效机制。
以陕西方面的经验为例，陕西能源局新能源处副处长郭延波提出，在储能项目建设流程方面，省级单位要统筹规划集中共享储能电站选点，确定前期的建设规模，并通过市场化招标引入若干专业新型储能投资运营商。在储能项目建设方面，郭延波认为，为保障储能投资商的投资收益，新能源发电企业要按照一定比例要求、采购等量的储能服务；而为保障储能服务的有效性和先进性，郭延波建议储能投资商建设集中式储能电站优先建设在升压站或者汇集战的附近。
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