“'十四五'期间，我国电化学储能累计装机规模在保守场景下估计将达3500万千瓦，极有可能达到5500万千瓦。”中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华近日对行业未来作出乐观预测。

实际上，经过10余年发展，作为我国能源结构调整的关键支撑技术，储能战略定位已得到广泛认可，规模化发展需求十分迫切。

政策是主要驱动力

截至目前，我国已有超过20个省份发布新能源配置储能政策，要求比例在5%-20%之间，时长1-2小时。“新能源鼓励或强制配储政策成为行业发展驱动力。” 俞振华说。上半年，国内新增新型储能项目257个，储能规模1180万千瓦，分别是2020年同期的1.6倍和9倍。大规模储能项目明显增多，百兆瓦级以上规模的项目超过34个，是2020年同期的8.5倍。

其中，以锂离子电池为代表的电化学储能占据主导，新增储能项目辐射27个省份，新能源发电侧装机占比超过50%。国家电网调度控制中心高级工程师裴哲义分析认为，电化学储能在各环节已有应用，青海、新疆主要用于电源侧可再生能源消纳；江苏、河南、湖南、辽宁主要应用于电网侧辅助服务；山西、广东、河北主要应用于电源侧火电联合调频；沿海经济发达地区主要为用户侧削峰填谷、需求响应。

储能产业快速发展，离不开政策扶持。今年，国家层面密集出台一系列政策文件，从项目管理、规划引领、市场设计、价格机制等角度，为储能行业发展营造了良好环境。尤其是7月，国家发改委、国家能源局联合印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确，实现新型储能从商业化初期向规模化发展的转变，到2025年，累计装机规模达3000万千瓦以上。在俞振华看来，该文件作为“十四五”时期的第一份储能产业综合性政策文件，给行业发展服下“一颗定心丸”。

商业模式困境突出

尽管前景明朗，但当前不少储能项目面临着沦为“摆设”的尴尬现状。某新能源项目开发商向记者坦言，在新能源配储政策要求面前非常被动，“硬扣在我们头上，无形中增加了企业10%到20%的成本。”

俞振华指出，相对水电、燃气轮机等传统机组，储能在高频短时调频服务、提升传统电力系统灵活性方面的优势明显，但其参与电力服务、降低系统成本的价值尚未完全得到市场认可。

“项目配套储能后，很多业主却不知道如何用，储能建设要求、配储并网细则等内容并不明确。”江苏海基新能源董事长余峰认为，新能源配置储能更多是应付电网并网要求，企业为了不断压缩成本，导致产品质量参差不齐。长远来看，并不利于储能行业健康发展。

如何让新能源配储产生价值，让行业从政策驱动演变为市场驱动是破解问题的关键。以发展最为迅速的电化学储能来说，当前的商业模式主要分为几类：用户侧以峰谷电价差套利；电源侧与火电和新能源一起参与辅助服务，增加新能源电站增发电量；电网侧通过租赁储能电站赚取收益。

“大家最关心储能的商业模式。”在裴哲义看来，电化学储能布局灵活、响应速度快、能量效率高，是未来发展方向。他建议，深入研究储能参与调峰、调频、备用等辅助服务市场的市场主体定位、价格形成机制和交易模式，通过建立市场机制，创新开展储能调峰辅助服务以及参与新能源消纳市场化交易，进一步完善储能运行商业模式。

中国广核新能源控股有限公司科技创新中心主任汤建方认为，独立储能电站或是行业未来发展的理想选择，其成本边界更为清晰，新能源开发商参与意愿更强。

安全和降本是前提

随着新能源装机占比不断提升，储能规模化也迎来大机遇。在业内人士看来，当前储能行业亟需做好两件事——确保安全和降低成本。

中科院物理研究所研究员李泓认为，规模化储能要达成一些硬指标，要做到本质安全，在运输、安装甚至突发系统事故时不起火爆炸。通过持续技术攻关，度电成本低于0.2元，实现吉瓦时级储能电站。重点突破长时间储能技术，单次能量存储和释放可以大于4小时，发展8-10小时以上储能技术，系统能量转换效率高于90%。

安全是行业发展的前提。在过去一年里，全球范围内发生过多起储能火灾事故。对此，裴哲义建议，要加快制定和完善电化学储能电站消防安全有关标准，及时总结现有储能电站并网运行经验，针对出现的电池模块缺陷、BMS缺陷、充放电时间、充放电功率达不到设计值、电池一致性等问题，提出改进措施。

值得一提的是，今年8月，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，要求综合考虑经济性、规模大小和技术成熟程度，由发电企业通过市场化方式自主决定和选择，以市场化方式实现调峰和储能能力配置，有利于储能行业高质量发展。