“应用市场对储能系统空间扩展等需求都在发生着变化，需要储能行业跟上市场需求的变化。”9月24日，第十届中国国际储能大会上，中国化学与物理电源行业协会秘书长刘彦龙表示。

与电动汽车所用的动力电池相比，储能电池领域在很长一段时间里发展平缓。而随着可再生能源的发展，电化学储能在电力系统中的作用日益得到重视。2018年《电力储能用锂离子电池》标准发布，储能电池在近三年发展势头强劲。随着市场渗透率提升，产品性能、安全性、应用场景等话题也称为行业关注重点。

“和其他工业比起来，储能行业刚刚起步，无论是服务于智能化的电子产品的消费类电池储能，还是服务于移动机具的动力电池储能还是服务于电力系统的电池储能，都需要不断创新。”国家气候战略中心原主任李俊峰指出。

疫情影响不明显

行业人士普遍反映：疫情对于储能市场的影响并不大。

“从出货量看，海外的需求并没有呈现直线下降，相反很多国家在增长，而且规模逐步增大。从原来兆瓦级、百兆瓦级，现在很多项目接近G瓦级。”浙江南都能源互联网运营有限公司副总经理于建华介绍。

认证企业的数据从侧面证明这一点。

TUV南德意志集团智慧能源事业部大中华区技术总监邱必力告诉eo，他们主要为国内储能企业做出口产品提供认证服务，而今年的认证申请量相比去年呈约20%的递增。

而受益于国内电力系统对电源稳定性发展的需求，国内储能市场活力不减。

今年年初，浙江德升新能源科技有限公司董事长孟炜还担心今年市场会遭遇“小寒冬”，但结果出人意料，今年的营收比去年至少翻一倍。

邱必力分析，尽管疫情对消费行业影响较大，但电力行业需要进行设备更新，且能源转型下新能源、综合能源等项目增加也带来更多储能应用的机会。

挑战：性能与安全

兴盛之下，储能行业也面临着成本、技术发展和安全等挑战。

“从整个电网体系看，储能从发电到输到配到用，每一个场景解决方案和解决模式完全不同。因此我们要在储能模式的应用场景上区分。这对储能技术同样也提出了挑战和要求。技术的发展依然是储能未来发展的重点。”科华恒盛股份有限公司新能源事业部总工程师曹建指出。

最近这段时间，亿纬动力有限公司营销中心总经理陈翔最常被问到这两个问题：“什么时候把储能用的锂离子循环寿命做到8000次？第什么时候能够把电芯做到5毛钱。”

在他看来，更应该考量的是性价比。“并不是定一个电芯的长宽高和循环寿命就可以，一定要找一个应用场景，根据场景设计出的产品是最具有生命力的，它的性价比才最高。”

北京天启宏源新能源有限公司副总裁沈聪在很多招标文件上看到包括系统技术标准上都提出非常严格地要求，如电芯的循环次数不能低于多少次，但他几乎没有看见有任何文件提到需要系统循环寿命达到多少次。

“招标的循环次数并不等于系统的循环次数，电芯充放电次数乘电芯个数并不等于放电深度。我们需要重视系统一致性以及整体系统的可靠性。”沈聪强调。

而在比亚迪汽车工业有限公司电力科学研究院院长尹韶文看来，储能产品后期将从一个集装箱工程化场景应用转向产品化设计。“随着设计和制造过程中的标准提升，整个产品的质量和可靠性大幅度地提升，储能产品的商业化可行性会因为产品品质的提升带来的长寿命变得更加可行。但这个挑战就在于前期研发和生产的投入都会较以往有更大的提升，门槛会进一步提高。前期产品的定位和设计上会变得更重要。”

储能发展的另外一个挑战在于安全。

“韩国工业和信息化部公布的23起储能事故原因，各种各样的原因都有。在安全事故中怎么寻找运行经济性和运行安全性的平衡点，这是我们需要思考的。”沈聪指出。

成本疏导需市场机制

在过去的时间里，储能锂电池成本下降以及行业的发展，主要是依托于动力电池的推动，而不是来源于储能电池本身的发展。“这是因为动力电池的需求量远大于储能市场需求量。另外，动力电池的技术先进性为储能电池的研发打下了很好的基础。”陈翔表示。

而在下一阶段中，储能电池发展的动力将更多来自在电力行业的应用。只是，当电源侧配上储能，成本如何疏导成为重要问题。

目前在广东辅助服务市场上，煤电配置电储能后，调频能力已经追平甚至压倒气电，从市场上获利。但对于新能源发电配置储能，市场机制尚待完善。

水电水利规划设计总院总工程师彭才德认为，应从全局衡量储能的价值，完善储能发展支持政策和市场环境，给予储能独立的主体地位，完善发电侧和用户侧动态分时定价、容量市场、现货市场等价值机制。

于建华指出，“十四五”规划中储能政策将得到更高层次的关注。“这些政策从顶层设计上怎么样更好完善，是值得关注的。我们也建议加快电力市场的机制能尽快形成。如果想规模化推动储能发展，一定要靠多元化的模式来触动。”

储能数据小汇总

“目前我国已建在建的抽水蓄能电站容量达到81000MW，从技术成熟度、成本、安全性等方面考虑，预计2030年前大容量系统性储能技术以抽水蓄能为主。十四五期间预期规划开工3万-4万MW的蓄能水电站。”彭才德透露。

在电力系统中，抽水蓄能仍是当仁不让的老大，而电化学储能则显得灵活机动。

彭才德指出，变化式储能的优势在于适合对功率条件要求较多的场合，如调频、紧急功率支撑、可靠性发电等领域，更加适用于分散式相对小规模的应用，在城市复合中心、微网等场景中有应用的优势。“从系统层面看，新能源与储能的布局，光伏发电配置储能的效益要优于风电配置储能。新能源汇集区配置储能要优于各个能源新能源场站配置储能。”

据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会的统计数据显示，截至2019年底，全球储能项目装机共计183.7个GW，分布在全球76个国家和地区，其中中国、美国、日本、韩国、英国、德国、澳大利亚等国家的储能市场较为活跃。提供抽水蓄能装机容量168.6GW，装机功率占比91.8%，电化学储能装机规模9568.3MW，占比5.2%，仅次于抽水蓄能，压缩空气和分别储能的装机规模分别为758MW到946.2MW，蓄冷储能装机3781MW，占比2.1%，氢能储能规模较小，仅28个兆。

主要国家中按照电池储能、装机大小排序，依次为韩国1960.3MW，中国1702MW，美国1624.3MW，英国1100MW，日本865.8MW，澳大利亚817.9MW，德国636.3MW。

中国市场上，电化学储能项目区域累计分布中，华东、西北累计装机占比居于第一梯队，分别占比24.8%和21.2%，华南、华北、华中为第二梯队，占比分别为15.4%、17%、12.8%，西南、华北则为第三梯队，占比7.5%和1.1%。