“‘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。

储能方式与优劣

电能不像看得见摸得着的实物那样相对方便储存，因此只能往能量转化的方向考虑，比如机械储能、电磁储能、化学储能和电化学储能等，但每种储能都有自己的优势和局限。

机械储能包括抽水储能、压缩空气储能和飞轮储能等。抽水储能好理解，就是多余的电量驱动水泵，把低处的水抽到高出，需要时再放水发电，等于把电能转换为水的动能与势能，相当于一个可逆过程的水电站。优点是技术成熟、可规模化应用，但缺点是对地理条件有要求，且转换过程慢。压缩空气和飞轮储能分别是利用压缩空气和高速旋转的飞轮来驱动发电机发电，但是前者转换效率较低（仅率高于70%），而后者成本高、噪音大。

电磁储能包括超级电容、超导磁体环流储能等，无需化学反应，效率可超过90%甚至达到95%，响应快，比功率高，但是成本十分高且难以维护，尤其是超级电容还不可用于交流电。这些不利因素限制了电磁储能的规模。

化学储能包括电解水制氢和合成天然气等，但是工艺和储运要求高。

电化学储能即电池储能。按电池分类，可分为锂离子电池、铅酸电池及钠硫电池、液流电池等。比较成熟的和具有规模的是锂离子电池和铅酸电池，锂离子电池比能量高、循环寿命长但成本相对高、安全要求高，铅蓄电池成本低、技术成熟，但是污染严重、寿命短。钠硫电池、液流电池等性能低于锂离子电池，优点是不需要锂这样的珍贵资源，但是有对温度敏感等问题，因此应用规模非常小。

整体来看，截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模191.1GW，其中抽水储能172.5GW，占比高达90.3%；电化学储能14.2GW，占比7.5%。国内状况与之类似，总储能累计装机规模35.6GW，抽水和电化学储能规模分别为31.8GW和3.3GW。因此，目前抽水储能仍是最成熟、占比最高、应用最多的储能方式。

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。

储能电站安全风险防控和安全监管建议

习近平总书记多次强调 ,“发展决不能以牺牲人的生命为代价，这必须作为一条不可逾越的红线”。要坚持统筹储能产业发展和安全，坚决守牢安全底线。安全、成本和软件是制约储能行业健康可持续发展的主要障碍，其中安全是储能行业高质量发展的底线，要将安全理念渗透到储能设计研发、生产制造、安装调试、运行管理和维修退役的每一个过程和环节，实现储能安全系统化、精细化的管控，建立储能系统的“本征安全”“主动安全”和“被动安全”三道安全防护策略。

本征安全方面，提升储能电池本体的本征安全程度，包括提升材料安全性（选择热稳定性好的正负极材料，采用掺杂、包覆等，提升电极热稳定性，采用阻燃剂，提升电解液安全性）、加强结构与工艺安全性（采用方型铝壳设计加强防护结构、采用卷绕工艺减少剪切产生毛刺、结构材料防火阻燃、设计短路防护、过流保护功能、采取功能安全设计等）。

主动安全方面，对储能建设和运行过程的安全检测、安全监测和安全预警报警，如采取实时绝缘监测、热安全管理、故障可靠预警、寿命智能评估、智能安全运维，全员安全责任。

被动安全方面，建立可靠的消防报警、自动灭火系统以及特定状态下实现快速的泄压防爆技术，突发事件发生后采取科学有效的应急处置措施和启动对应应急预案。

从储能安全管理和监督的角度出发，建议加强如下几点：

一是强化储能电站安全风险源头管控。全面辨识储能安全重点环节和关键风险点，制定对应的各环节、各要素的风险管控措施。通过对储能设备设施出厂前型式试验、建设期到货抽检和运维过程中定期检查，严控储能电站各类设备设施和系统质量，提升电站本质安全水平。企业是储能电站安全责任主体，要建立健全安全管理体系，把储能安全管理纳入企业安全管理体系，对在建、在运储能电站实施严格的监督管理，及时排查治理储能安全隐患。加强消防可靠设计、强制消防验收、实施消防应急管理和多方消防应急联动，有效科学处置各类事故险情。

二是树立储能电站安全系统化和精细化管控意识。始终以电化学储能电站全链条安全管控为核心，加强“人、机、料、法、环”全要素安全精细化管理。建立健全储能项目准入机制，通过安全评估与论证，合理确定电站选址、布局和安全设施建设，杜绝违规乱建。明确储能电站在备案、设计、施工、运维、退役回收全生命周期各环节安全管控与监督要求，层层传递和压实安全责任。通过开展型式试验、货物抽检，确保储能相关产品及系统安全质量。实施消防验收、电站站级试验、竣工验收，确保储能电站工程质量。建立并网检测准入机制，强化制度标准刚性，加强并网安全审查，严禁“带病并网”。

三是政府部门协同管控机制。明确发展改革部门、能源管理部门、国土空间规划部门、市场监管部门、工信部门、应急管理部门等各委办局安全监管职责，各司其职。在项目准入、电站规划设计、生产与质量控制、施工验收、并网调度、运行维护、退役管理、应急管理与事故处置等各环节，落实各方安全监管责任，形成监管合力。如发展改革、能源和国土空间规划管理部门要规范储能项目准入管理，加强储能安全顶层设计，制定完善相关法律法规、政策文件。市场监督管理部门加强储能质量监督管理，发布实施相关强制性国家标准。应急管理部门和消防救援机构加强储能电站安全生产、应急管理和消防安全指导工作，依法依规开展监督检查。

本文来源： 中国能源报，2030出行研究室 ， 劳动保护杂志