前不久北京储能电站爆炸一事，让储能这一公众眼中的“冷门”产业爆炸一时。有部分网友质疑储能产业的安全性，甚至直言“不要了”。舆论之下，业界感受到一阵凉意：刚刚试水商业化的储能产业，不可避免要付出成长的代价。
4月21日，国家发改委、国家能源局组织起草的《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》向社会公开征求意见，也表明了官方对这一产业的态度：加快推进。2020年8月，全球单体容量最大的电网侧电化学储能电站——江苏昆山储能电站工程送电成功。官方这一“以发展应对问题，在发展中解决问题”的态度，在于储能产业发展的迫切性。今年3月15日，中央财经委员会第九次会议在研究实现碳达峰、碳中和的基本思路和主要举措时提到，要建设以新能源为主体的新型电力系统。国家能源局局长章建华公开表示，系统消纳能力是新能源发展的必要条件，要加强系统灵活调节电源建设，包括火电灵活性改造、天然气调峰电站、抽水蓄能电站和新型储能。中国工程院院士黄其励在接受媒体采访时介绍，在电力系统中，灵活调峰电源至少要达到总装机的10%~15%。而中电联2019年发布的报告《煤电机组灵活性运行政策研究》显示，我国包括抽蓄、燃气发电等灵活性调节电源装机占比不到6%，其中，新能源大户“三北”地区的灵活性调节电源不到3%。给系统加点“弹性”、补齐“缺口”非常必要。目前，国家电网公司正在大力建设抽水蓄能电站，预计“十四五”期间新增2000万千瓦以上装机。但抽水蓄能电站受限于地理条件，且建设周期长，这就给了以电化学储能为代表的新型储能发展的空间。即使在技术、标准等方面仍不完善，但新型储能所具有的投资周期短、系统效率高、启动时间短、对外部环境要求低、配置灵活等特点，已足够对市场有吸引力。该指导意见首次提出了量化的储能规划：到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展，提高技术能力，完善标准体系，产业体系和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦；到2030年，实现新型储能全面市场化发展，技术、产业水平居世界前列，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。在第十届储能国际峰会暨展览会开幕式上，国家电网公司总工程师陈国平抛出的一个思考在某种程度上回答了这一问题。他认为，2030年我国实现12亿千瓦的新能源装机容量，至少需要匹配2亿千瓦的储能。目前我国的抽水蓄能装机在4000万千瓦左右，受制于建设周期，到2030年我国抽蓄电站装机最多只能达到1亿千瓦。那么，剩下的1亿千瓦的储能要怎么布局？显然，新型储能将发挥重要作用。2025年3000万千瓦的目标合理吗？中国电科院储能与电工新技术研究所高级工程师王上行告诉电网头条记者，这一目标是基于当前储能技术经济性、产业发展规律等的合理设定。现阶段，以锂离子电池为代表的新型储能技术经济性与电网适应性仍在不断提升，未来10年，新型储能呈现先慢后快的发展趋势符合技术应用与产业发展规律。一方面，锂电池储能建设成本仍然保持着快速下降的趋势，到2025年其单位容量建设成本将接近抽蓄，达到900~1100元/千瓦时，到2030年其单位容量建设成本将全面低于抽蓄，达到500~700元/千瓦时。另一方面，符合电力系统应用需求的储能整机产品形态逐渐确立和迭代升级需要一定过程，用户掌握储能产品的整机性能和使用边界同样需要工程应用积累。“十四五”是储能产业由无序生长向健康发展转变的关键时期。所以，于2025年设置3000万千瓦的发展目标能够在储能技术经济性尚不具备充分优势时，通过规模化的工程应用实践全面提升其对于电网的适应性，而在2025至2030年，随着电化学储能技术经济性与电网适应性全面提升，其将广泛布局于源网荷各环节，装机规模届时有望超过1亿千瓦。
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