中关村储能产业技术联盟理事长陈海生表示，当前，我国储能产业正步入规模化高速发展快车道，并吸引了越来越多资本的关注。但同时也面临着技术、安全、市场机制等一些挑战，需要从全局和战略的角度予以支持，推动储能产业发展。
储能热度不断升温
储能热度不断上升的背后，与技术突破和政策支持有着密切关系。
陈海生表示，2021年是“新能源+储能”爆发之年，“得益于双碳目标带动，以及新能源为主体的新型电力系统的发展，‘新能源+储能’已成为行业发展的共识，国家以及地方也出台了多个支持政策。”
陈海生说，2021年，已有20个省份发布风电、光伏发电开发建设方案，14个省份明确了2021年度规模指标，其中“风电+光伏”发电装机合计127.8吉瓦，若储能容量按10%算，预计储能装机规模将达到12.78吉瓦左右。
华为数字能源技术有限公司中国西北区解决方案总监旷键认为，随着“碳中和”加速，发电侧会向更加清洁化、低碳化转变，用电侧也会向电气化、高效化转变，风电和光伏装机比率大幅度增加，为发展“新能源+储能”提供了广阔市场。同时，已有20多个省份发布了储能参与调峰调频相关的政策，为储能发展创造了有利政策环境，同时，储能规模化发展促进技术进步。
陈海生说，电池储能系统集成、安全防护等技术不断升级，液流电池、压缩空气储能等长时储能技术不断突破，得到了越来越多的资本和市场认可，产能和项目规划都在紧锣密鼓进行中。
据不完全统计，在政策和市场双重作用下，预计2021年我国新型储能装机规模将超过400万千瓦。
系列问题待解
虽然储能产业在市场、技术、商业模式等方面取得长足进展和进步，但技术经济性、应用安全性、政策环境和市场机制等有待持续提升完善。
陈海生表示，当前储能发展存在着一些挑战，第一就是储能技术在规模成本寿命方面还不能完全满足应用要求，第二是储能产生的安全和标准体系仍需继续完善，第三是储能市场地位需要进一步明确，稳定的价格机制尚未形成。“目前，尽管我国陆续出台了储能参与调峰、调频等电力辅助服务的相关政策，并允许储能以独立身份参与市场，然而受政策制约，目前国内储能基本借由发电企业身份参与电力系统运行，独立储能项目较少。”
“储能目前面临最大的挑战是化学储能系统性的安全问题。”旷键表示，因为电池在制造或使用过程中，包括绝缘、异常电流、异常过热引发的短路、漏液等一系列问题，都给储能系统带来隐患。同时，化学储能对温度比较敏感，温度高对化学储能的寿命影响很大，工作温度每上升15度，电池使用寿命会缩短到50%左右。
此外，旷键还表示，储能电站建设和运维过程比较复杂，对人力消耗比较大，后期运维成本也比较高。
为解决上述问题，行业需积极推动储能技术进步，坚持核心技术自主可控。陈海生说，开展前瞻性、系统性、战略性储能关键技术研发，调动各方科研力量对储能理论和关键材料、单元、模块、系统中短板技术进行攻关，加快实现核心技术自主化，强化电化学储能安全技术研究。
优先做好前瞻性规划
下一步，如何直面挑战，推动储能规模化发展?
“要优先做好前瞻性规划。”陈海生表示，为了储能产业持续健康发展，应根据以新能源为主体的新型电力系统需要，建立储能服务成本疏导机制，适时考虑增加新的辅助服务品种应针对可保障电网安全的储能资产进行系统性成本与效益评估，并依据评估结果考虑是否将其全部或者部分纳入输配电价应尽快建立能够反映电力商品属性和质量属性的电价机制或现货市场价格机制。
旷键说，未来，需要通过对储能系统进行组串式、智能化、模块化的创新设计，通过数字化技术、电力电子技术对储能进行精细化管理，从而提供一个更安全可靠、更高放电量、更优投资和极简运维的储能系统。比如在安全性上，要将数字技术、AI技术引入储能系统中，让整个电芯实现智能化，通过海量传感器实施监控，做到提前预警、快速报警。
国家能源局科技装备司副司长刘亚芳此前表示，未来，储能行业需重点做好四个方面工作：一是推动新型储能规模化发展。坚持规划引领，优化建设布局，促进新型储能与新型电力系统各环节有机融合、协调发展。二是鼓励新型储能市场化应用。因地制宜探索灵活多样的商业模式，在保障安全的前提下，探索共享储能、云储能、储能聚合、电动汽车储能等新模式。三是加快完善新型储能体制机制。大力推进电力体制改革和电力市场建设，营造公平竞争的市场环境。研究建立新型储能价格机制，促进储能成本合理分摊和疏导。四是积极开展新型储能技术创新。以“揭榜挂帅”等方式开展新型储能技术攻关，推动产学研用各环节有机融合，加快创新成果转化，提升新型储能领域创新能力。
