储能超预期发展背后仍存待解难题

■本刊记者 余璇/ 编辑 刘光林

近年来，凭借“双碳”目标驱动和相关政策支持，储能产业受到前所未有的关注，迸发出史无前例的发展激情。

4月26日，由中国能源研究会储能专委会、中关村储能产业技术联盟联合主办的“2022 年全球储能行业发展回顾与展望研讨会”（以下简称“研讨会”）在线上线下同步举行，并发布《储能产业研究白皮书2022》（以下简称《白皮书》），引发行业热议。

记者从研讨会上获悉，2021年，国家与地方相继出台储能相关政策300 余项，产业链投资计划超过1.2万亿元，新型储能在技术上也取得较大突破，储能规模化发展大势更加明朗。

行业发展超预期

2021年，我国储能产业实现跨越式发展，交出亮眼“成绩单”。《白皮书》显示，据不完全统计，截至2021 年底，我国投运电力储能项目累计装机4610万千瓦，占全球市场的22%，同比增长30%。其中，抽水蓄能规模最大，为3980 万千瓦，同比增长25%；新型储能达到572.97万千瓦，同比增长75%。

中国能源研究会储能专委会主任、中关村储能产业技术联盟理事长陈海生在研讨会上表示，2021年是中国储能从商业化初期到规模化发展转变的第一年，一系列利好政策颁布、新型储能技术不断突破、项目装机规模大幅增加，2021年储能的发展态势总体超过了行业预期。

储能产业实现高速发展与“双碳”背景下迎来重大机遇期密不可分。中国能源研究会理事长史玉波表示，作为建设新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的重要装备基础和关键支撑技术，新型储能迎来产业发展的重要战略机遇期。

《白皮书》显示，2021年，我国新增投运电力储能项目达1050 万千瓦，其中，抽水蓄能新增规模800 万千瓦，同比增长437%；新型储能新增240万千瓦，同比增长54%。新型储能中，压缩空气储能实现跨越式增长，新增投运17 万千瓦，接近2020年底装机的15倍。

“锂电池、压缩空气储能、液流电池、飞轮储能等技术已成为新型储能装机重要力量。”陈海生表示。

“技术路线方面，以锂离子电池为代表的电化学储能快速发展，是目前的主流技术。随着技术创新的持续推进，大容量、长周期储能技术有望取得突破并实现商业化发展，为支撑新型电力系统构建提供更多的技术选择。预计到2030年各类主流新型储能实现核心技术装备自主可控和市场化发展。”国家电网副总工程师兼发展部主任冯凯指出，新型储能特别是电化学储能具有快速响应和双向调节、环境适应性强、建设周期短等优势，可灵活部署于电源、电网、用户侧各类应用场景。

储能技术模式多元化发展，在应用场景方面也实现了广泛分布。《白皮书》显示，按照储能项目应用场景，分为独立储能、风储、光储、工商业储能等30 个场景。其中，独立储能、工商业储能这两类场景在2021年迎来了大发展。

国家能源局科技装备司副司长刘亚芳指出，得益于技术进步和政策机制不断完善，特别是新型储能技术应用持续加速，独立储能、共享储能、新能源+储能、火储联合调频、综合智慧能源系统、有源配电网、微电网等各种应用场景和商业模式广泛探索，新型储能多元化、规模化发展形势持续向好。

此外，从新型储能发展情况来看，以2021 年为起点，中国储能市场进入真正意义上的规模化发展。《白皮书》显示，2021 年规划、在建、投运的865 个、2630 万千瓦储能项目中，投运的百兆瓦项目仅7 个，但规划、在建百兆瓦项目超过70 个；百兆瓦项目多为独立储能/共享储能形式，在体量上具备为电网发挥系统级作用的基础和条件；另外，更多技术路线也在走向百兆瓦的应用之路，包括首个百兆瓦压缩空气储能项目并网调试运行，百兆瓦液流电池项目在建中。

储能产业的发展也成功吸引了资本市场的关注。《白皮书》显示，2021年是市场结构化行情表现极致的一年。储能指数全年表现超过了90%的公募和私募基金，2021年12月31 日指数值为1647.97，整体上涨64.80%，同期创业板指数上涨12.02%。

价格、安全、标准等难题待解

值得注意的是，在储能行业高速发展之时，依旧面临较大挑战。有业内人士表示，储能产业存在的问题主要集中在几个方面：首先，关于储能安全、规模、成本、寿命的技术先进性和成熟度还不能完全满足应用的要求，部分核心技术尚未完全掌握。其次，储能设备与储能电站的标准体系仍需完善。再次，储能的成本疏导难题依然存在。

《白皮书》显示，从新型储能应用分布来看，按照设备或项目接入位置，分为电源侧、电网侧及用户侧。2021年，电源侧、电网侧储能主导市场。

储能作为电力系统中的重要灵活调节手段，在电源侧、电网侧和用户侧均发挥着重要作用。电源侧可用于平滑新能源出力，提供调峰、调频能力和容量支撑，提高新能源利用率等；电网侧可用于调峰、调频、调压、事故备用等，也用于延缓替代电网设施建设改造等；用户侧可用于支持用户可靠经济用能。但目前不同技术在不同应用场景下的成本构成和疏导机制尚不完善，这也成为阻碍储能行业规模化发展的症结所在。

“从2021年已建项目来看，稳定合理的价格机制尚未形成共识，价格补偿的实施细则还没有形成，有些企业存在跑马圈地现象，有些项目透支未来，强配储能并网项目闲置的现象仍然存在。”陈海生坦言。

“当前储能电站等项目参与辅助服务的种类比较单一，储能电站的功能在设计建设初期就已经确定了，但实际上储能资产的利用率要提升，应在不同时间段参与不同的辅助服务市场，提供不同的辅助服务，开展分时复用的商业模式，以提升储能电站收益，实现利益最大化。”清华大学电机系副教授钟海旺认为，储能要更好地发挥效益，就应该扩大参与范围，促进各类型、各产权性质的项目共同参与市场，并逐步降低准入门槛。

刘亚芳表示，新型储能项目成本疏导机制建设涉及面广，难度大。加快探索不同技术在不同应用场景下的成本构成和疏导方式，仍需要各级政府、相关企业、行业机构等各方面研究探索。

“新型储能短期内还不具备经济优势，应优先统筹抽水蓄能、火电灵活性改造、需求侧响应等更为经济的灵活调节资源，将新型储能作为有益补充。从中长期来看，随着技术进步和成本的下降，新型储能将成为电力系统调节的重要力量。”冯凯表示。

除此之外，安全作为新型储能产业发展的生命线，也引发了关注。

“去年以来，包括我国在内全球发生了十多起与储能有关的重大安全事故。时至今日，行业发展仍未形成统一的安全标准和公认的解决方案。”陈海生表示。

“新型储能的安全问题，需要完善标准体系和行业规范。”钟海旺也有相同的表述。

多位专家表示，只靠“一哄而上”的热情是远远不够的，想要储能行业高质量健康发展，一定要重视安全，建立科学规范的体制机制，提高行业标准和技术水平，打造出可持续发展的产业生态。

“安全问题除了需要更加完善的体制机制，仍需要在技术、标准等层面实现提升。”冯凯认为，随着电网装备技术水平提升和运行经验积累，储能涉网的部分核心指标与安全技术要求需要及时补强提升，化学储能存在固有安全风险，需要进一步健全项目消防设计标准，明确消防设计审核、工程消防验收的责任主体和管理程序。

刘亚芳指出，新型储能项目的安全管理需要各方面高度重视。新型储能技术路线多样，应用场景丰富，牵涉电力系统各个环节的标准和制度更新，还涉及跨部门统筹协调。■