蓄势储能 冷静前行

       储能产业是继风电光伏之后被业内看好的另一超级赛道，其发展前景已得到行业的广泛认同。

　　日前，中国电子信息产业发展研究院发布《碳中和愿景下储能产业发展白皮书》（以下简称《白皮书》）。《白皮书》指出，随着新基建、电气化进程、能源结构转型和电力体制改革的进一步深化，锂电储能将迎来高速增长，预计到2025年，我国锂电储能累计装机规模将达到50GW，到2035年，有望达到600GW。

　　业内看好锂电储能

　　“碳达峰、碳中和将在能源领域引发一场深刻而广泛的革命，在能源、交通全面低碳化转型的大潮中，面对高比例可再生能源波动性电力负荷带来的挑战，储能是迫切需要突破的瓶颈。”中国电子信息产业发展研究院电池储能产业研究室主任杨俊峰在接受记者采访时表示。

　 　据了解，目前抽水蓄能及电化学储能是商业化程度较高的储能技术，而电化学储能尤其是锂电储能备受业内青睐。

　　“锂电储能技术具有适应性强、产业配套能力强、融合延伸性好等优点。”杨俊峰指出，一方面，锂电储能是新能源产业发展的重要延伸方向，可与电动汽车产业高度融合；另一方面，过去几年锂电池成本迅速下降,国内磷酸铁锂储能电池价格已降至0.5-0.7元/Wh，锂电储能系统的生命周期成本已低于铅酸蓄电池。

　　统计数据显示，截至2020年底，我国已投运储能项目累计装机达35.6GW，同比增长9.8%，占全球总量的18.6%，其中抽水蓄能累计装机占比最大，为89.30%，其次为电化学储能，累计装机规模3.28GW，占比9.2%，而电化学储能中，锂电池储能项目累计装机规模最大。值得注意的是，2020年新增投运电化学储能项目达到1.56GW，首次突破GW大关，是2019年新增量的2.5倍。

　　《白皮书》显示，目前锂电储能在电力系统中的应用场景广泛，可分为发电侧、电网侧和用户侧三大场景。其中发电侧包括新能源发电+储能电站（光储、风储等）、AGC调频电站；电网侧包括变电站储能、虚拟发电厂、调峰/调频；用户侧包括储能电站、备用电源、家庭储能等。

　　“未来增长较快的应用场景包括新能源发电+锂电储能、5G基站锂电储能、光储充一体化和备电等领域。”杨俊峰表示。

　　系列问题待解

　　2021年4月21日，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》，明确了储能“十四五”发展目标，即到2025年实现新型储能(抽水蓄能以外的电化学储能及其它储能项目)从商业化初期向规模化发展转变，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦(30GW)以上。

　　中关村储能产业技术联盟理事长陈海生曾在第十届储能国际峰会上坦言，“储能春天已经到来，行业得到了更多的关注，但还没有进入夏天。”

　　《白皮书》指出，我国储能市场的健康发展面临着多方面的问题和挑战。

　　从政策和机制层面看，我国储能产业的发展战略和路线图需进一步明确。在业内人士看来，因储能系统自身不产生电能，需要依附于发电站或电网运行，本质上储能产业发展需要配合风电、光伏与电动汽车等诸多产业。因此，只有随着改革的不断深入、市场机制和价格机制的不断完善，才能在整个能源系统形成跨界融合互动的协同效应。

　　从技术与应用层面来看，我国储能项目运营管理不完善，存在安全标准规范缺失、消防安全评估不足、预案措施缺位、项目系统集成水平低等问题。

　　从市场和经济性层面来看，一方面经济性依然是储能发展的一道关卡；另一方面，商业模式没有体现储能的多元价值。例如，在电源侧，有利于储能发挥技术优势的电力市场机制尚未形成；在电网侧，储能投资和回收机制不清晰，成本无法通过有效的机制进行疏导，限制了电网侧储能的进一步发展；在用户侧，储能收益方式单一，盈利很大程度上依赖峰谷价差不稳定。

　　《白皮书》指出，我国储能产业亟待强化顶层设计和规划引领，完善储能产业发展的政策机制，推动关键技术研发和系统集成，不断提升经济竞争力、有效性、可靠性和安全性，提高市场和电网的接纳程度。

来源：中国电力新闻网