▶  本报记者  叶伟

　　近日，国内首座大型构网型储能电站——荆门新港储能电站成功送电、并网运行。新港储能电站位于湖北省沙洋县高桥工业园，总容量50兆瓦/100兆瓦时，其中一期投产12.6兆瓦/26.8兆瓦时。

　　2022年岁末，宁夏、山东、安徽、湖北等多地一批大型储能电站陆续并网投运，迎来并网交付高峰期。有机构认为，在国家政策支持和市场驱动下，国内储能市场未来增长可期，2023年或为高增启动元年。

　　市场增长可期

　　2022年11月底，国家能源局发布《关于积极推动新能源发电项目应并尽并、能并早并有关工作的通知》。于是，相关企业加紧储能电站项目并网进程。

　　根据公开信息不完全统计发现，2022年12月，全国已有30余个新型储能项目完成并网交付。这其中，不乏数10个百兆瓦级容量的大型地面电站、独立共享储能电站顺利并网，也创造了多个地方储能电站的规模之最、建设速度之最。

　　业内人士说，与往年并网储能项目相比，此次集中并网投运储能电站除项目规模大外，在商业模式、新技术采用方面也有一定的突破。比如，液冷温控技术得到快速普及应用。

　　同时，业内人士表示，新能源的发展带动了储能的发展。在新能源+储能等相关产业政策下，风光装机规模高增长，直接驱动大型储能电站迎来放量。同时，共享储能等多场景需求扩张，也为储能带来新的需求增量，储能行业迎来加速增长期。

　　中关村储能产业技术联盟理事长陈海生表示，随着新型储能性能与成本持续获得改善，加上政策支持，新型储能的发展前景是非常确定的。

　　“随着各类产业政策不断出台，各种先进技术的进步，储能规模化发展的条件已经成熟，2023年储能市场的发展将有望再上一个台阶。”北京特亿阳光新能源总裁祁海珅说。

　　根据相关机构测算，国内储能市场未来增长可期，预计2023年新增装机为13.97GW/26.85GWh，同比增长123.3%；2025年新增装机为53.73GW/109.64GWh。

　　成本和安全性有待提高

　　在风光等新能源发展过程中，储能的调频调峰作用愈发突出，市场规模增长值得期待。但也要看到，当前储能行业发展仍面临一些瓶颈。比如，成本和安全性问题。

　　“新能源+储能已成行业共识，但尚有技术问题与成本问题待解。比如储能技术上主要的难点，是要针对不同的应用场景，逐步筛选出能够满足电网高安全性、大规模、长寿命、低成本、高效率等需求的主流技术。”陈海生表示，此外，储能价格机制还要进一步完善。目前全国性的储能价格机制还未形成共识，明确的、系统的、稳定的价格机制仍缺失。

　　中国电力企业联合会2022年底发布的《 新能源配储能运行情况调研报告》也显示，新能源配储能利用率低。新能源配储能调用频次、等效利用系数、利用率低于火电厂配储能、电网储能和用户储能。同时，新型储能成本较高，缺乏疏导渠道。当前新能源配储能的投资成本主要由新能源企业内部消化，给新能源企业带来了较大的经营压力。此外，新型储能安全管理仍需加强。在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，增加了安全隐患。

　　祁海珅说，成本直接决定储能电站未来能否盈利，而且也关乎未来能否大规模使用与推广；安全问题则是储能产业快速发展的重要前提。

　　多举措促规模化发展

　　2023年，储能需求有望快速增长，发展前景更广阔。同时当前也面临系列问题。那么，如何促进储能高质量发展，从而实现规模化？

　　陈海生表示，要实现储能产业大规模的发展，从政策层面看，最重要的是尽快出台储能价格的实施细则，建立反映储能价值的电价机制。同时，要解决储能经济性问题，推动储能技术水平进一步提升、成本进一步下降。此外，逐步扩大储能的应用，包括可再生能源大规模配储。

　　《新能源配储能运行情况调研报告》建议，优化储能配置和调运方式，提升储能利用水平。结合当地新能源消纳、资源特性、网架结构等因素，合理确定新能源配置储能的规模和型式，避免资源浪费。逐步扩大独立储能/共享储能比例。

　　同时，加大科技创新与运维管理，提升储能安全水平。改进储能电芯安全控制技术及安全结构，完善储能电站并网运行控制策略，提升本质安全水平；加强安全预防智能化建设，搭建数字化储能电站数据处理与运维平台，减少操控失误带来的安全问题。

　　此外，完善市场机制，促进储能产业发展。健全新型储能电站参与电力市场规则，完善新型储能参与电能量市场、辅助服务市场等机制。出台新型储能容量电价政策，尽快完善新型储能商业模式，促进新型储能、灵活性煤电、抽水蓄能等各类灵活性资源合理竞争。