光伏发电配建储能项目是市场的需要，图为一处正在建设的光伏发电场。
　　新发展催生新产业，新产业造就新机遇。在“双碳”目标引领下，中国新能源储能产业迎来历史性发展机遇。
　　“从2020年开始，新能源储能项目出现井喷行情，我们公司的新能源建设业务也迎来快速发展期，两年多时间，公司年产值翻了好几番。今年刚到11月份，公司就已完成了全年目标任务。预计今后5至10年，市场行情还会持续火爆。”济南一家建设公司相关负责人告诉记者，他们这两年承接了多个储能项目建设任务，感觉新能源储能市场的风口已经来了。
　　储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰、碳中和目标的重要支撑，也是催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域。据不完全统计，目前全国已有超过20个省份明确了新型储能的发展目标。今后几年，新型储能将实现大规模商业化应用，万亿级储能产业有望从理想照进现实。
多地出台政策支持储能项目
　　今年10月下旬，山东省能源局发布《关于征求2023年全省电力市场交易有关工作意见的通知》，提出有序推动分布式新能源参与市场费用分摊，支持新能源与配建储能联合体参与电力市场。
　　11月2日，贵州省能源局发布推动煤电新能源一体化发展的政策征求意见稿提出，对未纳入煤电新能源一体化、需参与市场化并网的新能源项目，按不低于新能源装机规模10%、满足2小时运行要求自建或购买储能，以满足调峰需求；对新建未配储能的新能源项目，暂不考虑并网，以确保平稳供电。
　　11月7日，湖南省长沙市发布支持先进储能材料产业做大做强的政策意见，支持企业利用储能电站降低用电成本，按储能电站的实际放电量给予储能电站运营主体0.3元/千瓦时的奖励，单个企业年度奖励额度不超过300万元。
　　同日，重庆发布政策征求意见稿，支持两江新区发展新型储能“削峰填谷”：对备案且建成投运的用户侧储能、独立储能、分布式光储、充换储一体化等项目，储能配置时长不低于2小时的，按照储能设施装机规模给予每千瓦时200元的容量补贴，单个项目补贴最高不超过500万元。
　　各地相继推出对新能源储能项目的支持政策，原因何在？业内人士指出，随着我国“双碳”目标的提出，包括风电、光电在内的新能源项目大量涌现，带来的大量“绿电”需要接入电网，电力系统面临越来越大的消纳压力，如何维护电力系统的安全可靠运行就成了一大挑战。储能技术成为解决问题的关键，被行业寄予厚望，也促使政府和企业对新能源储能项目给予更大的关注。
新型储能技术百花齐放
　　业内专家告诉记者，无论是风能，还是太阳能，发电都具有间歇性和波动性，要大规模接入电网，电力系统必须具备一定的应变和响应能力，才能保证可再生能源供电的可靠性。很多新能源发电项目建在偏远地区，发电量无法仅靠当地消纳，这就需要配建储能系统。储能可有效解决电力系统运行安全、电力电量平衡、新能源消纳等问题，是新能源充分开发利用的必要技术支撑。有了储能系统，新能源发电站就有了“电力银行”，在电网电量充足的时候储能，在电量不足时放电补能，实现电网系统“削峰填谷”，确保电网安全。
　　今年10月30日，由大连化物所储能技术研究部提供技术支撑，迄今全球功率最大、容量最大的百兆瓦级液流电池储能调峰电站正式并网发电。该项目是国家能源局批准建设的首个国家级大型化学储能示范项目，总建设规模为200兆瓦/800兆瓦时。此次并网的一期工程，规模为100兆瓦/400兆瓦时。
　　“除了电化学储能，抽水储能、制氢储能等都是很好的储能方式。在山东，泰安建成了全省第一座、全国第四座抽水储能电站，具有调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动‘六大功能’，以及超大容量、系统友好、经济可靠、生态环保等优势。供电波峰时段，发电站把水抽到山上的水库；波谷时段，放水发电供应电网。储能综合效率近80%，满足了新能源大规模接入对储能的需求。”这位专家表示，制氢储能更适合偏远地区的风力或光伏发电项目，平时发出的电可以制成氢气运输到全国使用，不再受电网峰谷的限制。
　　预计2023年6月建成投产的新疆库车绿氢示范项目，就是国内首次规模化利用光伏发电直接制氢的项目，总投资近30亿元，主要包括光伏发电、输变电、电解水制氢、储氢、输氢五大部分。项目将新建装机容量300兆瓦、年均发电量6.18亿千瓦时的光伏电站，年产2万吨的电解水制氢厂，储氢规模约21万标准立方米的储氢球罐，输氢能力每小时2.8万标准立方米的输氢管线及配套输变电等设施。
　　随着新能源发电占比不断提升，储能成为国内外研究和发展的热点。目前已形成锂电池储能、液流电池储能、压缩气体储能、飞轮储能、抽水储能等各类技术路线百花齐放的局面。其中，压缩气体储能系统凭借其对地理条件无依赖性、高安全性和适合大功率/大容量等优势，成为长时储能条件下最具竞争优势的技术路线。截至目前，我国已建成压缩气体储能项目容量约182.5兆瓦，规划、建设中的项目容量约6.2吉瓦，且以100兆瓦以上大规模长时长储能项目为主。
储能市场前景广阔
　　2021年中国储能市场进入真正意义上的规模化发展阶段，有业内人士称之为“储能产业元年”。有关数据显示，截至2021年底，我国已投运储能项目累计装机容量达到4575万千瓦，其中当年新增新型储能投运规模为2.4吉瓦，同比增长54%；2021年我国新增储能装机1019万千瓦，同比增长220%，新增规划及在建的新型储能23.8吉瓦，其中百兆瓦级大型项目较以往明显增加。
　　《“十四五”可再生能源发展规划》提出，到2025年，我国可再生能源年发电量将达到3.3万亿千瓦时左右；“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。
　　中国能源研究会相关专家曾预测：到2030年，风、光等新能源发电量占总发电量的比例将超过20%，2040年达到35%左右；在“双碳”目标指引下，未来新能源发电量占比要达到60%左右。
　　实现上述目标，需要依靠储能技术的发展提供支撑。国家能源局预测，2025年新型储能装机规模将超过3000万千瓦，年均增速50%以上。另据业内测算，到2030年我国储能市场空间可达1.2万亿元以上，市场前景一片大好。
　　业内专家指出，新型储能行业发展受政策影响比较大，目前存在商业模式不清晰、后期持续盈利困难等问题。今年以来，受原材料价格上涨影响，许多储能项目收益率下降，导致有些项目不再具备商业可行性，不得不暂缓执行。
　　该专家提醒，企业在投资储能项目时要量力而行，注意防范市场风险；地方政府应加大对新型储能项目的政策支持力度，对新型储能发展中出现的新路径、新技术、新工艺、新设备、新材料、新方案、新模式乃至新场景，要持包容开放的态度，要着力营造公平的竞争环境、健康的发展格局，避免重复投资，助力行业持续健康发展。



【来源：经济周刊】