2020年电化学储能市场装机有望达到1.6GW左右

尽管当前速度放缓，但储能仍是促进可再生能源消纳和提升电网韧性的重要手段，产业发展动力依旧强劲。

电网侧储能全面叫停、电源侧储能多个项目延期、用户侧储能盈利空间缩小、“新能源+储能”模式推广不及预期，2019年，储能发展举步维艰。

阵痛过后，明年储能产业能否打破掣肘，迎来新生？

“储能行业快速发展的趋势并没有变”

今年以来，受《输配电定价成本监审办法》等政策和市场因素影响，电化学储能首次按下增长“暂停键”。根据中关村储能产业技术联盟的统计数据，截至6月底，我国已投运电化学储能累计装机规模为1189.6MW，上半年新增规模为116.9MW，同比下降4.2%。

“判断一个行业的发展趋势，要从全局、发展和长远角度来理性看待。”中关村储能产业技术联盟理事长陈海生表示，中国储能行业快速发展的趋势并没有变，保持行业快速发展的持续动力没有变，积极因素仍占主导地位。

陈海生指出，要从全局出发，正确看待电化学储能在现阶段的发展，一方面，2018年，我国电化学储能装机实现了一个陡增，累计年增长率为175.2%，新增装机年增长率为464.4%，是一个很罕见的增长数据；另一方面，虽然今年上半年电化学储能装机比2018年下降4.2%，但和2017年以前相比，仍然是比较高的数据。

业内人士普遍认为，尽管速度放缓，但储能仍是促进可再生能源消纳和提升电网韧性的重要手段，产业发展动力依旧强劲。记者梳理发现，对储能市场的信心主要基于三个方面：一是能源转型全面深化，在未来高比例可再生能源接入的背景下，储能是电力系统的刚需；二是储能技术不断突破，成本持续下降，市场空间在逐步拓展；三是国家积极推动电力市场化改革，不断完善体制机制，政策红利将陆续释放。

记者了解到，12月24日，推进储能电站建设被写入全国人大常委会执法检查组报告。针对电化学储能和抽水蓄能项目的投资问题，国家电网发展部副主任商全鸿近日表示，该公司将积极引入社会资本，探索市场化、产业化的方式，积极支持储能行业的健康发展。

任何产业的发展都不是一蹴而就。陈海生认为，行业发展到特定阶段，进行必要调整，更有利于长远发展。适当把脚步放慢，是为了走得更稳、更远。

“‘十四五’将是储能技术发展的窗口期”

电化学储能的技术核心在于电池。“政策、市场因素之外，储能产品自身的不完善很大程度上制约了产业发展，集中体现在成本、安全性、技术特性等方面。”中国科学院电工研究所储能技术研究组组长陈永翀指出了储能技术的发展方向：围绕“低成本、长寿命、高安全、易回收”的目标，开发变革性的储能技术和产品。

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计数据显示，当前我国电化学储能电站度电成本为0.6-0.8元/ kWh，而抽水蓄能电站度电成本仅为0.21-0.25元/ kWh。“成本是决定储能技术应用和产业发展规模的重要参数，开发新型储能电池结构降低系统制造成本、开发运维再生技术大幅提升系统循环寿命，是储能降本的两大方向。”陈永翀认为，0.3-0.4元/kWh是储能规模应用的目标成本，可分“四步走”：当前目标是开发非调峰功能（调频或紧急支撑）的储能电池技术和市场，短期（5年）目标要让储能成本低于峰谷电价差的度电成本，中期（10年）目标要低于火电调峰（和调度）的成本，长期（20年）目标要低于同时期风光发电的度电成本。

安全性方面，目前，储能电站发生事故后，主要依靠外围的消防措施来应对，无法从根本上消除隐患。陈永翀指出，大型储能电池的安全性能要想有实质性进步，必须实现电池内部可控，不能等到电池冒烟起火再解决储能系统的安全问题。因此，开发颠覆性的储能本体内部安全可控技术，彻底解决电池短路造成的热失控问题，提升储能系统安全至完全可控等级，是储能电池的重点攻关方向。

据了解，根据时长要求不同，储能应用场景大致可分为容量型（≥4小时）、能量型（约1-2小时）、功率型（≤30分钟）和备用型（≥15分钟）四类。“不同应用场景对储能技术的性能要求不尽相同，要开发各类储能专用电池，以满足不同场景需求，支撑储能产业的创新突破发展。”陈永翀说。

基于以上发展方向，陈永翀认为，当前，我国储能产业尚处于市场培育期，构建市场导向的绿色储能技术创新体系尤为重要。“‘十四五’将是储能技术发展的窗口期，呈现出百花齐放的态势，“十五五”期间，储能技术进入市场筛选阶段，“十六五”期间，主流技术基本定型，届时储能产业将迎来大规模爆发。”

“2020年电化学储能市场装机有望达到1.6GW左右”

“随着能源转型持续深化和储能技术不断成熟、成本不断下降，储能有望实现规模化发展。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇认为，受政策环境驱动、市场预期向好、项目试点推广等多种因素影响，电网侧、发电侧、用户侧、应急电源等储能市场将继续保持增长，2020年电化学储能市场装机有望达到1.6GW左右。

刘勇表示，青海和甘肃等西北部省份是我国实施清洁能源战略的重点区域，新能源发电占比较高，在该区域部署储能有助于改善新能源并网特性，提高电力系统灵活调节能力，推动新能源在更广范围内进行消纳。预计2035年新能源装机将超过9亿千瓦，较2020年新增4.7亿千瓦以上，若按平均10%的容量配置储能，可带来亿千瓦级新能源发电侧储能市场。随着储能成本下降，新能源+储能的经济性有望提高，未来低成本、高效率的储能将成为新能源电站平滑出力、减少弃风弃光的重要技术选择。

关于电网侧储能的发展，刘勇指出，我国目前投产与在建的电网侧储能主要分布在负荷中心和清洁能源基地。江苏、河南、湖南、浙江、广东等省份电力负荷增速屡创新高，同时面临煤电停缓建带来的负荷缺口问题，储能成为解决短时调峰问题的选择之一。电网侧储能成本合理疏导方式的制定，既需要考虑其准公共产品属性，也需要结合容量、电量、辅助服务等市场建设推进程度。