“双碳”时代背景下，中国储能产业迎来高光时刻，一条万亿级新赛道孕育而生。

过去一年，储能行业利好政策频出，项目装机规模大幅提升。2022年4月26日，由中国能源研究会储能专委会、中关村储能产业技术联盟（CNESA）联合发布的《储能产业研究白皮书2022》显示，2021年中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破10GW，同比增长231%。

《中国经营报》记者注意到，一直困扰储能规模化发展的价格机制和安全问题仍待解决，并且行业还面临供应链短缺和涨价风险。

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，在全球储能快速发展的形势下，储能行业应该冷静地思考，关注一些风险隐患，包括供应链风险、价格机制问题以及安全风险。

发展超预期

2021年，我国储能产业实现跨越式发展，交出了亮眼的“成绩单”。

根据CNESA全球储能项目库不完全统计，截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，占全球市场总规模的22%，同比增长30%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，达到39.8GW，所占比重同比下降3%；市场增量主要来自新型储能，累计装机规模达到5.73GW。2021年，中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破10GW，达到10.5GW。其中，抽水蓄能新增规模8GW，同比增长437%；新型储能新增规模达到2.4GW，同比增长54%。

储能产业（尤其是新型储能）一系列的增长数据，与“双碳”背景下储能迎来重大机遇密切相关。

新型储能是指除抽水蓄能以外的储能方式，包括新型锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等，被认为是未来电力系统调节的重要力量。

2021年，国家发改委、国家能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，2030年新型储能装机规模达到30GW以上，首次从政策层面明确和量化了储能产业发展目标。除此之外，我国多达14个省份相继发布了储能规划，20多个省份明确了新能源配置储能的要求，在利好政策的推动下，储能产业得到快速发展。

同时，储能产业吸引了金融资本的高度关注。《储能产业研究白皮书2022》显示，2021年是市场结构化行情表现极致的一年。储能指数全年表现超过了90%的公募和私募基金，2021年12月31日指数值为1647.97，整体上涨64.80%，同期创业板指数上涨12.02%。

“2021年是中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，2021年储能的发展态势总体超过了行业的预期。”陈海生在2022年全球储能行业发展回顾与展望研讨会暨《储能产业研究白皮书2022》发布会上表示。

如今，随着电力系统对调节能力需求提升，新能源开发消纳规模不断加大，尤其是在大型风电光伏基地项目集中建设的背景下，加快推进先进储能技术规模化应用势在必行，这也有利于保障电力系统安全运行。

国家能源局科技装备司副司长刘亚芳表示：“新型储能是助力高比例可再生能源规模化开发，支撑构建新型电力系统，助力实现碳达峰、碳中和目标的关键技术，对能源安全供应以及产业链供应链安全也具有重要意义。”

中国工程院院士杜祥琬认为，通过横向“多能互补”和纵向“源网储荷”发展，以及发、输、配、用协调规划，调动各种灵活性资源，发展各种商业化的储能技术，将有可能实现新型电力系统安全可靠。其中，储能将对实现新型电力系统的“可能三角”（即实现安全可靠、经济可行、绿色低碳）发挥非常重要的作用。

诸多难题待解

在“双碳”目标推动下，我国储能产业呈现了良好的发展态势，但仍有不少行业问题亟待解决。

随着新能源汽车和储能产业的持续火爆，磷酸铁锂电池需求大增，上游的碳酸锂等原材料需求也随之扩大。“受新冠肺炎疫情等因素影响，国际大宗商品价格上涨，锂电池材料的价格上涨较快，碳酸锂的价格从去年初的每吨5.5万元涨到了目前的50多万元。”陈海生表示。

上游原材料价格飙涨，直接影响下游储能系统的成本。第三方咨询机构PV InfoLink在今年3月底统计，储能系统价格1.7~1.8元/Wh，相较去年底涨幅达12%~20%。

某上市公司市场总监告诉记者，储能电池原材料价格的上涨，对于光伏配置储能项目、用户侧储能项目都带来一定影响，在一定程度上抑制了开发商的投资热情。“去年，光伏硅料价格上涨，叠加储能电池原材料价格上涨，这是很难承受的。”

近年来，储能作为电力系统中的重要灵活调节手段，在电源侧、电网侧和用户侧均发挥了积极作用。其中，在电源侧可用于改善发电电源调频性能、促进新能源消纳；在电网侧可用于减少或延缓电网设备投资、缓解电网阻塞，以及为电力系统提供调峰调频等辅助服务；在用户侧可用于峰谷价差套利，降低用电成本。但是，目前体现储能价值的成本疏导机制并不完善，这也成为储能行业规模化发展的症结所在。

国家发改委近期发文指出，在电源侧，部分地区将配套储能作为新建新能源发电项目的前置条件，但如何参与电网调度不明确，而且电源侧储能参与辅助服务市场条件不成熟，相关政策落地执行效果欠佳，部分配套储能利用率较低，新能源企业主动投资积极性普遍不高；在电网侧，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提出，研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，为储能成本疏导留下政策空间，但实施细则尚未出台；在用户侧，目前商业化模式较单一，通过峰谷价差机制获得收益，存在机制不完善、作用发挥不足、成本回收困难以及用户投资积极性不高等问题。

“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。有些企业存在跑马圈地的现象，有些项目透支未来，强配储能并网项目闲置的现象仍然存在。”陈海生表示。

谈及新型储能项目成本疏导机制建设时，刘亚芳说道：“这是涉及深层次的一个问题，不仅仅涉及面广，而且实施难度也非常大。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，需要各级政府、有关研究机构、企业、行业组织通力协作，积极地开展各方面的研究和探索。”