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　　盡管當前速度放緩，但儲能仍是促進可再生能源消納和提升電網韌性的重要手段，產業發展動力依舊強勁。

　　電網側儲能全面叫停、電源側儲能多個項目延期、用戶側儲能盈利空間縮小、“新能源+儲能”模式推廣不及預期，2019年，儲能發展舉步維艱。
　　陣痛過后，明年儲能產業能否打破掣肘，迎來新生？
　　“儲能行業快速發展的趨勢并沒有變”
　　今年以來，受《輸配電定價成本監審辦法》等政策和市場因素影響，電化學儲能首次按下增長“暫停鍵”。根據中關村儲能產業技術聯盟的統計數據，截至6月底，我國已投運電化學儲能累計裝機規模為1189.6MW，上半年新增規模為116.9MW，同比下降4.2%。
　　“判斷一個行業的發展趨勢，要從全局、發展和長遠角度來理性看待。”中關村儲能產業技術聯盟理事長陳海生表示，中國儲能行業快速發展的趨勢并沒有變，保持行業快速發展的持續動力沒有變，積極因素仍占主導地位。
　　陳海生指出，要從全局出發，正確看待電化學儲能在現階段的發展，一方面，2018年，我國電化學儲能裝機實現了一個陡增，累計年增長率為175.2%，新增裝機年增長率為464.4%，是一個很罕見的增長數據；另一方面，雖然今年上半年電化學儲能裝機比2018年下降4.2%，但和2017年以前相比，仍然是比較高的數據。
　　業內人士普遍認為，盡管速度放緩，但儲能仍是促進可再生能源消納和提升電網韌性的重要手段，產業發展動力依舊強勁。記者梳理發現，對儲能市場的信心主要基于三個方面：一是能源轉型全面深化，在未來高比例可再生能源接入的背景下，儲能是電力系統的剛需；二是儲能技術不斷突破，成本持續下降，市場空間在逐步拓展；三是國家積極推動電力市場化改革，不斷完善體制機制，政策紅利將陸續釋放。
　　記者了解到，12月24日，推進儲能電站建設被寫入全國人大常委會執法檢查組報告。針對電化學儲能和抽水蓄能項目的投資問題，國家電網發展部副主任商全鴻近日表示，該公司將積極引入社會資本，探索市場化、產業化的方式，積極支持儲能行業的健康發展。
　　任何產業的發展都不是一蹴而就。陳海生認為，行業發展到特定階段，進行必要調整，更有利于長遠發展。適當把腳步放慢，是為了走得更穩、更遠。
　　“‘十四五’將是儲能技術發展的窗口期”
　　電化學儲能的技術核心在于電池。“政策、市場因素之外，儲能產品自身的不完善很大程度上制約了產業發展，集中體現在成本、安全性、技術特性等方面。”中國科學院電工研究所儲能技術研究組組長陳永翀指出了儲能技術的發展方向：圍繞“低成本、長壽命、高安全、易回收”的目標，開發變革性的儲能技術和產品。
　　中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會統計數據顯示，當前我國電化學儲能電站度電成本為0.6-0.8元/ kWh，而抽水蓄能電站度電成本僅為0.21-0.25元/ kWh。“成本是決定儲能技術應用和產業發展規模的重要參數，開發新型儲能電池結構降低系統制造成本、開發運維再生技術大幅提升系統循環壽命，是儲能降本的兩大方向。”陳永翀認為，0.3-0.4元/kWh是儲能規模應用的目標成本，可分“四步走”：當前目標是開發非調峰功能（調頻或緊急支撐）的儲能電池技術和市場，短期（5年）目標要讓儲能成本低于峰谷電價差的度電成本，中期（10年）目標要低于火電調峰（和調度）的成本，長期（20年）目標要低于同時期風光發電的度電成本。
　　安全性方面，目前，儲能電站發生事故后，主要依靠外圍的消防措施來應對，無法從根本上消除隱患。陳永翀指出，大型儲能電池的安全性能要想有實質性進步，必須實現電池內部可控，不能等到電池冒煙起火再解決儲能系統的安全問題。因此，開發顛覆性的儲能本體內部安全可控技術，徹底解決電池短路造成的熱失控問題，提升儲能系統安全至完全可控等級，是儲能電池的重點攻關方向。
　　據了解，根據時長要求不同，儲能應用場景大致可分為容量型（≥4小時）、能量型（約1-2小時）、功率型（≤30分鐘）和備用型（≥15分鐘）四類。“不同應用場景對儲能技術的性能要求不盡相同，要開發各類儲能專用電池，以滿足不同場景需求，支撐儲能產業的創新突破發展。”陳永翀說。
　　基于以上發展方向，陳永翀認為，當前，我國儲能產業尚處于市場培育期，構建市場導向的綠色儲能技術創新體系尤為重要。“‘十四五’將是儲能技術發展的窗口期，呈現出百花齊放的態勢，“十五五”期間，儲能技術進入市場篩選階段，“十六五”期間，主流技術基本定型，屆時儲能產業將迎來大規模爆發。”
　　“2020年電化學儲能市場裝機有望達到1.6GW左右”
　　“隨著能源轉型持續深化和儲能技術不斷成熟、成本不斷下降，儲能有望實現規模化發展。”中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇認為，受政策環境驅動、市場預期向好、項目試點推廣等多種因素影響，電網側、發電側、用戶側、應急電源等儲能市場將繼續保持增長，2020年電化學儲能市場裝機有望達到1.6GW左右。
　　劉勇表示，青海和甘肅等西北部省份是我國實施清潔能源戰略的重點區域，新能源發電占比較高，在該區域部署儲能有助于改善新能源并網特性，提高電力系統靈活調節能力，推動新能源在更廣范圍內進行消納。預計2035年新能源裝機將超過9億千瓦，較2020年新增4.7億千瓦以上，若按平均10%的容量配置儲能，可帶來億千瓦級新能源發電側儲能市場。隨著儲能成本下降，新能源+儲能的經濟性有望提高，未來低成本、高效率的儲能將成為新能源電站平滑出力、減少棄風棄光的重要技術選擇。
　　關于電網側儲能的發展，劉勇指出，我國目前投產與在建的電網側儲能主要分布在負荷中心和清潔能源基地。江蘇、河南、湖南、浙江、廣東等省份電力負荷增速屢創新高，同時面臨煤電停緩建帶來的負荷缺口問題，儲能成為解決短時調峰問題的選擇之一。電網側儲能成本合理疏導方式的制定，既需要考慮其準公共產品屬性，也需要結合容量、電量、輔助服務等市場建設推進程度。