新华社北京6月9日电(安娜、蒋文)当前我国新型储能产业正驰骋于“快车道”，但企业盈利能力不强，产能释放受限。近日，中国经济信息社联合中国社科院数量经济与技术经济研究所、清华大学能源互联网创新研究院共同举办“电力现货市场下储能盈利模式”新华能源沙龙内部研讨会，邀请业内专家就未来新型储能盈利模式构建等议题展开探讨。
国家能源局数据显示，截至2022年底，全国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，比2021年底增长110%以上，平均储能时长约2.1小时，产业呈现快速发展态势。
今年以来，新型储能继续在“快车道”上加速前进。据国网能源研究院新能源与统计研究所副所长黄碧斌介绍，截至3月底，国家电网经营区内新型储能装机容量840万千瓦，平均储能时长约2.05小时;今年一季度，国家电网经营区内储能利用小时数相较往年同期明显增加。
“我们了解到的情况跟国网差不多。预计今年国内新型储能投产规模在1000万千瓦左右。现在行业发展速度非常快，近5年增长了约10倍。今明两年每年规模都有望翻番。”电力规划设计总院能源科技创新研究院科技研究二处副处长武震表示。
然而，在产业快速发展的同时，新型储能的调用和盈利难题依然困扰相关企业，这也是此次研讨会上业内专家关注的焦点。
“新型储能是建设新型能源体系、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，是平滑新能源波动、保障电力系统安全稳定运行的有力手段。”中国经济信息社副总裁曹文忠在会上表示，未来，随着电力市场的发展，我国新型储能如何依托市场机制构建可持续发展的盈利模式值得探讨。
中咨公司战略咨询部副研究员程婉静认为，能否被高效调用，在一定程度上决定了新型储能的生死。若新型储能利用率无法保证，相关企业利润就无法保证，就有生存之忧。应从技术层面着手，破解调用问题;从经济激励机制入手，解决企业盈利能力问题。此外，储能的规划、发展和监管也要掌握好节奏，要着力为产业和企业打造可持续发展环境。
清华大学能源互联网创新研究院研究员许庆宇在会上分享了欧美新型储能产业利用电力现货市场构建及盈利模式的情况。从欧美市场的经验来看，“如果要把储能‘玩’活，必须把电力现货市场全面铺开。”他认为，如果不做分时电价，储能亏钱的问题会一直存在，目前能合理产生分时电价的就是电力现货市场。
“目前国家电网经营区只有12个省份出台了新型储能参与电力市场规则，覆盖面不足;多数地方只允许新型储能参与单一市场，不允许其同时参与多个市场;个别省份新型储能进入电力市场的容量、时长要求较高。”黄碧斌说，成熟的市场机制是保障新型储能高效利用的关键，参与电力现货市场是其未来的重要方向。
在武震看来，新型储能技术路线、应用场景、规模和配置形式是多样的，不同的应用场景下商业模式差异较大。在谈新型储能的商业模式和价格疏导机制之前，要先确认是哪种形式的储能。用于电网调频的新型储能未来发展前景取决于市场的供需，盈利模式可借助电力辅助服务市场来构建;电网侧独立储能则不同，这类储能即使可以参与电力现货市场交易，获得的价差收益也不一定能保证企业生存所需，其可持续发展或仍需要容量租赁费或一定的价格政策来支持。
此外，安全是新型储能发展的生命线。黄碧斌认为，电化学储能尚存在本质安全风险，需要技术突破。同时，消防验收责任主体如何界定，验收依据是什么，需要进一步研究;新型储能电站技术标准滞后、并网运行标准要求偏低等问题也值得关注。
在北京海博思创科技股份有限公司技术总监吕喆看来，新型储能整体设备性能如何，对行业可持续发展及盈利模式有着至关重要的影响。未来新型储能场站规模会越来越大，对储能系统集成及设备质量的要求也将越来越高，这意味着企业需要不断提升制造工艺和管控水平，强化智能制造能力。
“未来新型储能发展空间巨大。”中国社会科学院数量经济与技术经济研究所能源安全与新能源研究室主任刘强认为，一方面，随着绿电并网、消纳需求提升，电源侧需要配置一定储能;另一方面，要满足24小时不间断可靠供电，电网侧也需要配备一定规模储能。
“总体来看，储能目前还是新东西，新型储能系统的整体性能尚需要时间检验。但我们依然看好储能在以新能源为主体的新型电力系统中的应用前景，会持续投资。”英诺天使基金执行董事丁昳婷说。
