“十四五”是储能发展的重大机遇期

中国能源研究会理事长史玉波发表致辞，他表示在新冠疫情常态化发展和国际形势风云变化的今天，系统梳理全球储能产业现状，研判产业未来发展趋势，对促进我国储能产业健康有序发展意义重大。

国家能源局能源节约和科技装备司副司长刘亚芳在致辞中指出，“十四五”是储能发展的重大机遇期，当前新型储能发展的重要任务是推动构建技术、市场和政策多轮驱动的发展格局。国家能源局高度重视新型储能的发展，近年来持续推动储能政策落地。

中国能源研究会储能专委会主任委员、中关村储能产业技术联盟理事长陈海生在发表致辞时提到，2021年储能的发展态势总体超过了行业的预期。据《储能产业研究白皮书2022》数据显示，2021年国内新增投运新型储能项目规模达2.4GW/4.9GWh，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。

储能已经迎来发展的关键时刻，可以说挑战与机遇并存。《储能产业研究白皮书2022》数据显示，2021 年我国规划、在建新型储能项目规模23.8GW/47.8GWh，新型储能新增规模首次突破2GW，达到2.4GW/4.9GWh，同比增长54%；新型储能中，锂离子电池和压缩空气均有百兆瓦级项目并网运行，特别是后者，在2021年实现了跨越式增长，新增投运规模170MW，接近2020年底累计装机规模的15倍。

中国工程院院士杜祥琬从能源角度出发分析了储能在实现能源安全可靠、经济可行、绿色低碳发展中的重要作用。杜院士认为商用化储能（热）技术是未来能源系统具备柔性、包容性和平衡功能的关键节点。另外提到氢储能可以提升风、光的消纳能力，并可应对长周期的间歇性，将波动性的风能、太阳能转换为氢能，利于储能和传输。

关于成本方面，杜院士表示技术进步将进一步降低储能和氢能的成本，电化学储能成本已突破经济性拐点，未来五年还可以再降低三分之一的成本，未来十年有可能再降66%到80%的成本。储能带来的节省电能的成本将抵消储能设备的成本，将成为能源经济新的增长点。据估计到2025年，新能源+储能市场将迈入千亿级。

国家电网有限公司副总工程师兼发展策划部主任冯凯介绍了新型储能对新型电力系统的支撑作用。碳达峰情景下系统调节能力存在较大缺额，不足以支撑高比例新能源高效利用和高占比电量替代，按新能源利用率95%测算，不考虑新增煤电灵活性改造、新型储能以及需求侧响应资源的情况下，2025年公司经营区调峰缺口约0.8亿千瓦，2030年调峰缺口约1.6亿千瓦，如没有相应规模的新型储能等可调节资源支撑，将导致新能源利用率明显下降。为应对以上挑战，我们认为储能是保障电力稳定供应、加大系统安全裕度、提升新能源利用率的重要手段，是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑。公司将大力推进抽水蓄能电站建设，积极支持新型储能规模化应用，力争2030年公司经营区抽水蓄能和新型储能装机均突破1亿千瓦。

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。截至2021年底，公司经营区新型储能装机规模已突破453万千瓦，占全国的82%以上。

当前的储能发展还主要依靠政策刺激，而储能想要长远健康发展还需要市场化，其中商业模式的设计至关重要。清华大学电机系副教授钟海旺认为，储能要更好的发挥它的效益，就应该让储能参与不同的电力市场，提供不同的服务。此外对于电网侧储能，建议只要接受统一调度，发挥全局性、系统性作用的储能，都应该纳入电网侧储能的范畴，这样有利于形成开放竞争的电网侧储能市场，而且也可以依托电力的调度机构来构建一个规模化储能系统集群智能调度控制平台，方便规模化系统参与到市场当中。

钟海旺还提出一种分时复用的商业模式，就是说一个储能电站可以在不同的时间段提供调峰，在另外的时间段提供调频，这样可以提升储能电站的收益，实现利益最大化。

中科院物理研究所研究员李泓表示，在全固态电池不能迅速产业化的背景之下，中科院提出的混合固液电解质电池，既有望发挥固态电池在安全性方面的优点，又易于工程化，具有良好的发展前景。此外，钠离子电池以拥有较高的充放电倍率和高温稳定性，以及没有资源依赖，而有望在未来的调频市场、调峰市场以及大规模的分布式储能方面具有非常强的竞争力。

谈及“十四五”储能技术发展目标，李泓强调，总体来说将形成短时高频技技术、中长时间尺度储能技术和超长时间储能技术的战略布局，包括不同的应用场景、不同的技术需求，从MWh覆盖到GWh，同时支撑一系列先进的技术，包括表征分析、检测、安防以及先进制造。希望度电成本降低到2毛钱以下，储能服役寿命提高到20年，循环周次提高到1.5万次以上，在储能安全性方面由比较安全发展到本质安全，其中智能化尤为重要。还提到8到10小时以上长时储能技术，是储能领域最大的挑战。

中关村储能产业技术联盟副秘书长/研究总监岳芬对2021年储能市场进行了全面总结。就新型储能市场规模来看，2021年全球新增投运10GW，累计25GW，其中中国新型储能新增投运2.4GW/4.9GWh,累计5.73GW。从国内新增新型储能应用分布来看，电源侧占比41%，电网侧35%，用户侧24%。从新型储能规划在建项目情况来看，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：2021年规划、在建、投运的865个总计26.3GW储能项目中，投运的百兆瓦项目仅7个，但规划在建的百兆瓦超过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。

岳芬还对全球储能商业模式进行了对比分析，从收益来源来讲，国际上更多的是先通过10年或者15年的容量协议给储能一个保底收益，然后叠加辅助服务的收益以及现货市场收益。相比国际，国内目前更多的是一种计划性的手段，比如赠送一些新能源指标或者是给独立储能优先发电量的奖励或者是保证调动小时数等等。未来独立储能可能要随着现货市场以及辅助服务市场不断的推进，更多的为储能开放市场，同时可以考虑通过设定容量电价给储能一个保底的收益。

在创新商业模式和政策的激励下，岳芬认为未来5年国内的新型储能仍然会保持高速的增长，在保守场景下预计2026年新型储能装机将会达到48.5GW，年复合增长率达到53%，在理想场景下总装机达到79.5GW，复合增长率会达到69%。

在装机规模高速增长的同时，新型储能高质量发展还面临重大挑战。国家能源局能源节约和科技装备司副司长刘亚芳表示，一是新型储能管理体制机制尚不健全，行业管理亟待加强。二是新型储能项目成本疏导机制涉及面广，实施难度大。三是新型储能项目的安全管理亟需加强，相关标准规范和生产规程都有待进一步的健全和制修订。四是新型储能规划布局与调度运行不协调，总体利用率比较低。

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，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，强配储能并网项目闲置的现象仍然存在。

尽管如此，新型储能发展仍未停止创新步伐。中关村储能产业技术联盟将继续发挥在政策推动、产业研究、市场活动、标准制定等方面作用，为新型储能发挥更大价值，支撑能源结构转型做出新的贡献。

报告回放

●中国能源研究会理事长 史玉波

●国家能源局能源节约和科技装备司副司长 刘亚芳

●中国能源研究会储能专委会主任委员、中关村储能产业技术联盟理事长陈海生

●中国工程院院士 杜祥琬

●国家电网有限公司副总工程师兼发展策划部主任 冯凯

●清华大学电机系副教授 钟海旺

●中科院物理所研究员 李泓

●中关村储能产业技术联盟副秘书长/研究总监 岳芬

《储能产业研究白皮书2022》发布：2021年中国新型储能新增投运2.4GW/4.9GWh

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