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储能的大规模发展势在必行，独立储能市场潜力巨大。未来，储能将重组电力系统。短期内，储能可以稳定电力失衡，长期来看，储能能够稳定能源失衡。

业内人士认为，要实现中国储能产业的规模化发展，除了技术不断进步，还需要完善政策机制，加快电力市场建设。

 

独立储能将成为主流

2022年以来，中国风能和光伏等新能源发展强劲。最新数据显示，截至2022年10月底，中国国家风电和光伏累计装机容量分别为3.5亿千瓦和3.6亿千瓦，同比分别增长10.6%和29.2%。

据不完全统计，截至2022年10月，全国已有27个省份明确了储能设施规划，总规模为73.6 GW。从省级规划来看，大多数省份鼓励开发新能源+储能应用模式，鼓励建设集中式共享储能和电网侧储能示范项目。

储能行业技术人员表示，“随着‘双碳’目标的推进和可再生能源占比的不断提高，储能配置在电力系统中的比例和持续时间将不断增加，大规模储能建设已成为大势所趋。”

 

 

业内人士表示，未来储能的发展将经历三个阶段。2030年之前，2-3小时的新储能项目将是中流砥柱，技术路线将以磷酸铁锂为主；2030年后，随着大量规划中的抽水蓄能电站项目逐步投产，抽水蓄能将发挥重要支撑作用；

2035年后，当优势抽水蓄能资源耗尽时，4小时以上的新长期储能将成为市场主力，包括压缩空气储能、液流储能和氢能。

自2021以来，独立储能将呈现爆炸性增长。独立储能将是未来的主流发展趋势，2022年上半年，中国计划在建的独立储能项目已达到45 GW，占计划在建新储能项目的80%以上。据预测，未来五年，独立储能年均装机容量将达到7.2 GW，市场潜力巨大。

 

 

合理的规模是发展储能的关键

虽然储能已进入发展快车道，但也有必要清楚地认识到，这一行业仍面临许多挑战。首先，政策机制不完善，直接影响了独立储能项目的盈利能力和收入的稳定性。其次，能源储存的收入来源相对单一。

中国电力市场建设仍处于起步阶段，相关政策和规则仍不完善。中长期交易、现货交易和辅助服务市场、省际和省内市场连接机制不够成熟，储能系统的多重价值评估和识别仍相对困难。

最后，在建设期间，储能项目的资金需求量很大，但在建设期间与私人投资实体相匹配的资金供应有限，资金和项目进度错位。这也是目前储能项目规划规模相对较大，但实际运行规模相对较小的重要原因。

利益相关者建议，对于不完善的政策和机制，应总结先进省份的自主储能政策和实际投产项目的经验，结合各省实际情况，充分考虑地方政府、电网企业、新能源站业主和储能投资者的利益，实现各方共赢。

 

 

对于收入来源相对单一的问题，最有效的解决办法是通过建立市场化程度较高的多层次统一电力市场体系来解决。关于建设期私人投资者供需不平衡的问题，建议选择具有较强行业金融能力的金融机构，最好是在建设期成功投资储能项目的金融机构。

根据不同地区不同收入来源的特点，融资计划旨在匹配建设期对独立储能的资金支持。中国电网人员认为，在新的电力系统中，电力短缺和弃电并存，新能源电力占总平衡的比例相对较高，这使得过程平衡更加困难。

除了从整体到部分的电力支持外，还有峰值负荷分担等，省际电力流交换更加频繁。储能的应用对系统安全、供应保障和消费具有重要意义。然而，当前储能行业的发展存在着如何确定合理规模的问题。

大规模储能将给电价共享带来巨大压力。因此，储能规划应在国家、电网和省级层面采用迭代优化方法来确定规模。有必要分析和计算各种储能器的配置要求，以便所有类型的储能器都能找到更经济的工作位置。

 

新型电力系统的开发

在业内人士看来，建设新的电力系统是一项长期的系统工程，涉及广泛而深远的影响，储能是重要的支撑技术之一。有必要深入研究它与新型电力系统的关系，从政策和技术两个方面促进其发展。

中国电网技术中心相关人士认为，除了提高大规模储能的技术标准外，还应考虑不同地区的需求，并进行大规模储能控制性能的优化，以提高新电力系统的安全性和稳定性。

 

 

在新能源占比高、储能规模大的新型电力系统中，电源数量多、特点复杂、分布广。有必要对适应储能电源接入的新型电力系统的可能性进行平衡理论研究。从模型构建、分区优化、算法求解等方面进行深入探索，实现源网络、负载和存储高效协调的大规模平衡和协调。

中国能源研究会储能委员会表示，发电侧和负载侧的分布式储能装置可以平衡新能源输出和负载曲线。将系统的电力平衡转化为电力平衡，减少为满足峰值负荷而投入的输电线路，使源、网、负荷三个环节协调共赢发展。

新电力系统是一个由新能源、电网、储能和有功负荷组成的能源系统。只有满足激励相容机制，才能激活每个环节的活力，激发网络源、负载和存储的高效、准确互动，激发新能源和储能的协调发展。

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