“2021年儲能產業的風起來了！”

在4月14日召開的第十屆儲能國際峰會上，中關村儲能產業技術聯盟創始人俞振華發出上述感概，而這也是行業對市場變化的普遍感受。

隨著碳達峰、碳中和、“構建以新能源為主體的新型電力系統”等目標的提出，作為支撐可再生能源發展的關鍵技術，儲能迎來了跨越式發展機遇。業內人士同時呼吁，眼下要從全局出發，做好頂層設計，盡快明確儲能發展應用的路線圖和時間表。

儲能規模化應用迫在眉睫

在中國能源研究會理事長史玉波看來，隨著國家將儲能產業發展和技術應用納入國家能源發展戰略，儲能已成為能源互聯和智能化體系下不可缺少的一部分。面對未來大規模新能源接入和消納，儲能與新能源發電、電力系統協調優化運行已成為實現碳達峰、碳中和目標的必由之路。

加快新型儲能發展意義重大。“傳統以穩定電源構成的電力系統和以新能源為主體的新型電力系統在運行特性上存在巨大差異。在碳達峰、碳中和目標下，預計2030年前后新能源將成為我國電力系統的主體能源，屆時系統運行特性將發生深刻變化。”電力規劃設計總院院長杜忠明指出，新型儲能在電力系統中快速吸收、釋放功率，能有效支撐節點電壓、平抑系統頻率波動，有助于保障電力系統安全平穩運行。

截至目前，全國已有超過20個省份提出“新能源+儲能”配套發展的政策措施，寧夏、山東、青海等地區明確要求新能源項目配置儲能比例不低于10%—20%。

一方面政策為儲能發展創造了有利環境，另一方面，經過十年蓄勢，我國儲能產業已堪當大任。2020年儲能迎來了爆發，行業突破七年反復提及的1500元/kWh系統成本的關鍵拐點，新增投運電化學儲能項目達到1.56GW，首次突破GW大關，是2019年新增量的2.5倍。

峰會現場發布的《儲能產業研究白皮書2021》預測，在保守場景下，2021年底我國儲能市場的累計投運容量為40.8GW，其中電化學儲能技術的增長速度最快，將正式跨入規模化發展階段。理想場景下，儲能累計投運容量將提升至41.66GW。

系列問題待解

行業對新能源配建儲能已有充分認識，但配建方式、配建規模和節奏還缺乏整體規劃。

“儲能成本還比較高，規模不能馬上上來。到2030年風光發電總裝機容量要達到12億千瓦以上，需要的儲能規模在2億千瓦以上。屆時，儲能還存在缺口怎么辦？‘十四五’期間是否要發展一定燃煤機組？風光發電發展節奏應當如何？”國家電網有限公司總工程師陳國平說，新能源出力波動大且最小出力低、電網平衡支撐力不足，高比例新能源系統的供電保障能力和電網安全受到挑戰，“儲能到底需要配多少，在理論和計算方法上還要進行研究。”

從儲能自身來看，其規模、成本和壽命方面還不能完全滿足應用需求，部分核心技術還不掌握，儲能產品的安全標準體系等仍需繼續完善。中關村儲能產業技術聯盟理事長陳海生坦言，“儲能春天已經到來，行業得到了更多的關注，但還沒有進入夏天。”

經濟性便是儲能大發展的一道關卡。俞振華指出，當前儲能從業者除少數龍頭企業之外，大多數是實力單薄的中小企業。時至今日，還沒有摸索出適合的市場機制和商業模式，“行業內技術廠商靠墊資、集成商賠錢擔風險的現象很普遍。占據絕大多數的新建風光側項目屬于強配儲能，雖然風光儲模式促進了儲能行業快速增長，但缺乏體現儲能成本的疏導機制，強配儲能必然引發低價無序競爭。從商業角度來看，現有儲能項目的收益模式也遭遇市場規則變動和過剩低效電力資產的挑戰。”

優先做好前瞻性規劃

“雙碳”目標完成在即，時間緊、任務重，儲能產業如何切實發揮作用？

在史玉波看來，儲能發展要優先做好前瞻性規劃，落實配套項目應用的資質政策，需要深度開放的電力市場同步解決儲能參與的應用規則；儲能身份有待進一步明確，各領域不同應用場景儲能的并網手續也要明確。

國家能源局監管總監李冶透露，國家能源局將會同有關部門組織開展新型儲能“十四五”規劃研究，明確新型儲能發展目標、重點任務和保障措施，指導地方科學引導本地區新型儲能的發展。同時，將會同有關部門開展新型儲能發展的綜合性政策研究，重點破解新型儲能發展中存在的價格、市場等體制機制的約束，以促進技術裝備和商業模式創新。

風光儲平價的到來，將是全面替代化石能源的關鍵節點。“一方面提高電池壽命；另一方面，通過高效集成、液冷等技術降低使用過程的損耗。”在寧德時代新能源科技股份有限公司副總裁譚立斌看來，未來電化學儲能存儲度電成本將下降到0.1元。年發電1200小時的光伏場景，配2小時儲能，平準化度電成本中儲能增加的成本將低于0.02元。

儲能的風起來了，乘風而起，還需聚勢前行。在譚立斌看來，電力市場本身存在特殊性，儲能發展既需要“計劃經濟”的高效協調和合理規劃，又需要“市場經濟”來充分發揮有效競爭和平等開放，以達到經濟和發展的最優化配置。