(资料图片仅供参考)

王进表示，“虽然储能能够帮助解决新能源消纳问题，但储能成本高的缺点还没有完全解决。”

新京报贝壳财经讯（记者白华兵）5月11日，记者从正在进行的510能源品牌周上获悉，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，平均储能时长约2.1小时，比2021年底增长110%以上。作为新能源发展的“最后一公里”，储能产业的健康发展关乎新能源的高质量发展，以及整个能源产业的绿色低碳转型。然而，当前我国电力储能尚无相对成熟的商业模式，储能产业链面临成本、安全、市场等多重因素的考验。

国家发改委能源研究所可再生能源中心副研究员刘坚表示，新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的重要组成部分。然而，发达的电力市场化国家，无论是电网侧、发电侧，还是用户侧，并没有“储能强配”。电力储能都已形成比较完善的市场机制和盈利模式。

论坛主持人、中国能源产业发展网首席信息官王进表示，“虽然储能能够帮助解决新能源消纳问题，但储能成本高的缺点还没有完全解决。”对于有政策要求区域新能源发展需要配储的情况，刘坚表示，从商业模式上看，要想盈利，就需要提高储能利用率，最好方法或是在电源侧进行独立配储并进行共享，这样可以提高运营价值，减少不必要的花费，同时也会减少一些企业为了应付而简单配储的情况。另外还可以提高安全性，减少意外事故的发生。

关于新能源配储是否应该取消，刘坚表示，新能源配储政策对地区具有一定的指导意义，但不能一刀切。他认为，通过政策的改善以及市场机制的灵活应用也可以在经济方面对企业产生更好的效果。

据国家能源局信息，截至2022年底，在870万千瓦装机规模的新型储能项目中，装机规模排名前5的省份分别为：山东155万千瓦、宁夏90万千瓦、广东71万千瓦、湖南63万千瓦、内蒙古59万千瓦。截至2022年底，全国新型储能装机中，锂离子电池储能占比94.5%、压缩空气储能2.0%、液流电池储能1.6%、铅酸（炭）电池储能1.7%、其他技术路线0.2%。

相比之下，当前我国的抽水蓄能装机规模已超4600万千瓦，是电力储能的主力军。《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》指出：到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。随着抽水蓄能的发展，我国电力调峰能力将得到根本性提高。