借“双碳”东风 储能产业迎来投资高潮

“借助‘双碳’东风，储能产业迎来了前所未有的关注和投资高潮，相关技术也取得了较大突破，储能规模化发展已然到来。”在近日举行的2022全球储能行业发展回顾与展望研讨会上，中国能源研究会秘书长孙正运表示。

作为构建新型电力系统，推动能源绿色低碳转型的重要装备基础和关键支撑技术，随着新能源产业景气度持续攀升，储能行业也迎来了持续的政策利好和基本面兑现。

发展超预期

2021年，我国储能产业实现跨越式发展，交出了一份亮眼的成绩单。

此次研讨会上，中关村储能产业技术联盟等单位共同发布的《储能产业研究白皮书2022》显示，2021年，我国新增投运电力储能项目装机规模首次突破10GW，达到10.5GW。

“2021年是我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，储能发展态势总体超过行业预期。”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表示。

国家能源局科技装备司副司长刘亚芳表示，近年来，国家高度重视储能的发展，持续推动储能政策落地，不断完善储能市场化发展机制，“得益于技术进步和政策机制的不断完善，独立储能、共享储能、新能源+储能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。”

陈海生表示，进入2022年，储能行业发展环境正在快速改善、管理逐步规范、市场化机制不断完善，已出现独立储能参与电力现货市场交易的实践，储能将迎来发展重大机遇期。

《白皮书》显示，在保守场景下，预计2026年新型储能累计规模将达到48.5GW，2022-2026年复合年均增长率(CAGR)为53.3%，市场将呈现稳步、快速增长的趋势;在理想场景下，随着电力市场的逐渐完善，储能供应链配套、商业模式的日臻成熟，新型储能凭借建设周期短、环境影响小、选址要求低等优势，有望在竞争中脱颖而出，预计2026年新型储能累计规模将达到79.5GW，2022-2026年复合年均增长率(CAGR)为69.2%。

面临一些挑战

在“双碳”目标推动下，我国储能产业呈现快速发展态势。但也要清醒认识到，储能高质量发展还面临一些挑战。

“首先是储能价格机制问题。从2021年已建项目来看，多数储能项目的稳定合理价格机制尚未形成，调峰、调频以及容量补偿的市场细则仍空白。”陈海生说。

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。同时，行业管理亟待加强。作为新技术、新业态，新型储能管理体制机制都有待建立健全，要在明确各级主管部门和各部门分工基础上，不断加强行业管理。

除了经济性问题之外，作为储能产业发展的重要基石，安全性也备受关注。陈海生表示，2021年全球储能领域发生了10多起重大安全事故，行业发展仍未形成统一的安全标准和公认的安全性解决方案。

刘亚芳说，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，因此新型储能项目的安全管理需要各方高度重视。

多方协同发力

当前，发展储能已成行业共识。未来该如何发展?业内人士表示，储能产业要想实现高质量发展，需要政府、企业、学界、社会等多方协同发力，重点从规划统筹、政策机制、安全管理、技术模式等方面共同推进。

“要加强统筹规划，明晰配置技术要求。”国家电网副总工兼发展部主任冯凯说，应该统筹协调电源和电网、新能源和储能、抽水蓄能与新型储能以及需求侧响应等可调节资源，科学制定各地储能建设实施方案，合理确定规模布局和建设时序，确保与储能技术进步和电力市场建设进程相协调。

同时，要明确储能的市场地位，完善价格机制。“储能要更好地发挥它的效益，就应该让储能参与不同的电力市场，提供不同的服务。”清华大学电机系副教授钟海旺说，要明确储能的市场主体定位，并探索储能从输配电价获取回报的可行性;扩大储能的市场参与范围，促进各种类型、各种产权性质的储能共同参与市场，并降低准入门槛;形成更有效的调峰、调频价格信号，并逐步向现货市场的分时价格体系过渡等。

冯凯表示，坚持市场化发展方向，研究完善储能参与电力系统的准入条件、交易机制等实施细则，为电源侧储能、独立储能和用户侧储能参与各类电力市场获取合理收益创造条件。

此外，冯凯还表示，要完善安全管理规定，明确细化产业链中各个主体的安全责任，研究制定储能电站、消防设计、验收强制性标准，并加强储能产品检测认证能力建设。同时，加强技术攻关，重点推动大容量、长周期储能核心装备技术研发和系统集成，以及储能安全防护等技术攻关。此外，创新商业模式和体制机制，推进新型储能在电力系统各应用场景中的广泛应用。

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