“去年，国家及地方政府密集出台了300多项与储能相关的政策，产业链投资计划超过1.2万亿元，新兴储能企业在融资和技术上也实现较大突破。”在4月26日举行的2022全球储能行业发展回顾与展望研讨会上，中国能源研究会秘书长孙正运指出，2021年我国储能产业实现了跨越式发展。
中关村储能产业技术联盟统计数据显示，2021年，我国新增投运电力储能项目装机规模首次突破10吉瓦大关，达到10.5吉瓦，其中，抽水蓄能新增规模8吉瓦，同比增长437%；新型储能新增规模首次突破2吉瓦，达到2.4吉瓦，同比增长54%。
会议发布的《储能产业研究白皮书2022》指出，国家层面明确2030年30吉瓦的储能装机目标，14个省相继发布了储能规划，20 多个省明确了新能源配置储能的要求。新增百兆瓦级项目(含规划、在建、投运)的数量再次刷新历年纪录，达到 78个。技术应用上，除了锂电池，压缩空气、液流电池、飞轮储能等技术也成为国内新型储能装机的重要力量，特别是压缩空气，首次实现了全国乃至全球百兆瓦级规模项目的并网运行。
“储能发展超出业内预期。一系列利好政策颁布，技术不断突破，项目装机规模大幅增加。”中关村储能产业技术联盟理事长陈海生表示，我国储能产业实现了从商业化初期到规模化发展的转变。
从总量来看，我国已投运电力储能项目累计装机规模46.1吉瓦，占全球市场总规模的22%，同比增长30%。其中，抽水蓄能累计装机规模最大，为39.8吉瓦，同比增长25%，所占比重与去年同期相比再次下降，降幅为3个百分点；市场增量主要来自新型储能，累计装机规模达到5729.7兆瓦，同比增长75%。
值得注意的是，在储能产业蓬勃发展的同时，仍面临较大挑战。“从已建项目来看，多数项目尚未形成稳定合理的价格机制，调峰、调频以及容量补偿的市场机制细则仍是空白。有些企业‘跑马圈地’，有些项目透支未来，强制配储项目闲置的现象普遍存在。”陈海生谈到新型储能时表示，继去年北京“4·16”大红门储能电站起火爆炸事故后，全球又陆续发生了10多起重大安全事故。时至今日，行业尚未能形成统一的安全标准和公认的解决方案。
国家能源局能源节约和科技装备司副司长刘亚芳表示，作为新技术、新业态，新型储能技术路线多样、应用场景丰富，遍布电力系统各个环节，产业规模化发展的相关标准和生产规程还有待进一步健全和修订。
经济性是行业规模化发展前提。“新型储能成本疏导机制涉及面广，实施难度较大。”刘亚芳坦言，新型储能规划布局与调度运行不协调，总体利用率较低。各单位要将规划设计与建设运行有机统一，把推动新型储能发挥其价值摆在首要位置，为各种创新技术、研发应用开拓更广大空间。
在清华大学电机系副教授钟海旺看来，目前，储能参与电力辅助服务的种类较为单一，“有些储能电站只参与调频，有些电站只参与调峰。但实际上，储能在不同时间段可以提供不同的辅助服务，通过‘分时复用’的商业模式，提升储能电站的收益。”
发展储能已成行业共识。国家电网副总工程师冯凯坦言，若没有储能等可调节资源的支撑，电网系统调节能力存在较大缺额，不足以支撑高比例新能源高效利用和高占比变量替代，“按新能源利用率95%测算，在不考虑新增煤电灵活性改造、新型储能以及需求侧响应资源的情况下，2025年公司经营区的调峰缺口约0.8亿千瓦，2030年调峰缺口约1.6亿千瓦。”
《储能产业研究白皮书2022》指出，储能作为能源革命核心技术和战略必争高地，有望形成一个技术含量高、增长潜力大的全新产业，成为新的经济增长点。保守预计，2026年新型储能累计规模将达到48.5吉瓦，2022年—2026年复合年均增长率为53.3%，市场将呈现稳步、快速增长的趋势；在理想场景下，储能供应链配套、商业模式日臻成熟，预计2026年新型储能累计规模将达到79.5吉瓦，2022年—2026年复合年均增长率为69.2%。
中科院物理研究所研究员李泓进一步表示，“十四五”时期电化学储能发展有具体目标，与 “十三五”时期相比，度电成本预计由0.4元—0.6元降低到0.2元以下；服役寿命由8年—10年，提升至20年。“储能电站有智能控制、智能监测检测和智能感知，在突发系统事故时，不存在起火爆炸问题。”
行业发展，少不了榜样的力量。会议还发布了“2021年度中国储能企业排行榜”，宁德时代获得储能技术提供商、储能电站出货量双料冠军；上能电气储能变流器装机规模排名第一。
内容转自中国能源网：原标题——储能发展速度有多快？这组数据或许能惊到你
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