新型储能成本疏导不畅、盈利困难？专家：阶段性问题

发布时间：2025-07-09 03:27:28 来源：拿腔作调网 作者：百科

原标题：圆桌丨新型储能成本疏导不畅、新型性问盈利困难？储能成本专家：阶段性问题

随着风电、光伏等新能源占比逐步提高，疏导储能产业迎来重要风口期。不畅10月31日，盈利在中国能源研究会与自然资源保护协会（NRDC）共同推出的困难“新型电力系统沙龙——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阶段挑战和路径展开了研讨。

要促进新型储能和抽水蓄能协同发展

自“双碳”目标和建设新型电力系统目标提出以来，新型性问我国的储能成本抽水蓄能建设蓬勃发展。国网新源控股有限公司抽水蓄能技术经济研究院规划评审中心室主任张云飞表示，疏导抽水蓄能在新型电力系统构建当中有着不可替代的不畅作用。

具体而言，盈利抽水蓄能有六大功能，困难分别是阶段调峰、调频、新型性问调相、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。”张云飞称。

新型电力系统是一项系统工程，需要处理好火电机组有序退减、风光等可再生能源有序渗透、灵活性资源合理配置三方面的关系。我国提出2030年风光总装机达到12亿千瓦以上的目标，按照15%配置储能的规模估算，至少需要1.8亿千瓦的储能。

张云飞表示，目前新型储能和抽水蓄能的发展规模都相对滞后，需要促进抽水蓄能与新型储能的协同发展。截至2021年底，国内抽水蓄能电站装机容量达到3693万千瓦，而核准在建的总规模为6153万千瓦，规模几乎翻倍。“十四五”期间已核准抽水蓄能电站共计35个项目，装机规模合计为4509.8万千瓦，项目投资金额合计约为3451亿元，抽水蓄能迎来了全面高速发展的新阶段。

此外，张云飞还表示，抽水蓄能的多元化发展也应得到重视，应加强中小型抽水蓄能的开发、因地制宜开发混合式抽水蓄能以及探索海水抽水蓄能的开发和应用等三方面的工作。

新型储能成本问题或在“十四五”末期得到解决

当前我国新型储能发展的现状如何？又面临哪些挑战？

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。

“成本问题是一个阶段性的问题，可以在‘十四五’末期得到有效解决。”谈及未来，李臻预测道，到2026年，新型储能总装机可以达到48.5GW，五年增长负荷率可以到53.3%，理想场景下，总装机将达到79.5GW，复合年均增长率为69.2%。此外，新型储能还是发展中的技术，目前是百花齐放的态势，未来有很好的发展前景。

关注新型储能与抽水蓄能的竞合关系

“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。

北京智中能源互联网研究院副院长白建华表示，需要综合考虑电力需求总量、特性、区域分布等特点，对负荷曲线进行适应性的调整和分析，从而确定所需要的储能规模。据粗略估计，到2060年，电力系统需要的储能约10亿千瓦，其中抽水蓄能、新型储能、电动汽车的V2G将扮演重要角色。

对于储能发展，白建华表示重点要关注几方面：一、关注混合型储能的发展趋势，即水电、抽蓄、风光电的组合开发，具有很大的潜力；二、关注两部制电价的发展，相比较于辅助服务市场定价简单易行，可以有力地调动新型储能的积极性；三、从全生命周期角度，关注新型储能的安全、寿命和成本问题，并判断与抽水蓄能的合作和竞争关系。

NRDC清洁电力高级顾问王万兴认为，储能是满足新型电力系统灵活性需求的重要组成部分。为支持储能的健康有序发展，需要充分发挥政府和市场的作用。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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