这只是储能项目受到政策层面关注的最新例证。截至目前，我国已有25个省份发布文件明确新能源配置储能，并已有10个省份公布了储能参与调峰服务的价格文件。
政策导向既定，当然会在资本市场掀起波澜。而近日广东省发改委也批复试行方案，对电网企业代理购电的辅助服务费用作出规定，强调包括储能、抽水蓄能等费用。12月8日，受该政策显著提高储能经济性的影响，A股储能板块走强。
此外，华为日前官宣成功签约沙特红海新城储能项目。该项目储能规模达1300MWh，是迄今为止全球规模最大的储能项目，对全球储能产业的发展具有战略意义和标杆示范效应。
与此同时，特斯拉等多家巨头纷纷宣布大规模“入场”，更是彻底引爆了市场对储能领域的热情。
数据显示，仅仅在半年多的时间内，A股储能板块指数就实现了“翻倍”，多只龙头股屡屡创下连板佳绩。
在推动绿色发展的大背景下，为什么说储能是推进碳达峰碳中和的关键？储能的技术路线将有望取得哪些突破？当前市场热炒的储能概念，背后是否存在高估或误读？
带着这一系列问题，《每日经济新闻》记者近期深入分析行业发展态势，并对多位储能领域专家进行了调查采访，试图深刻解读时下市场最热关键词之一——储能。
万亿市场开启：未来5年新型储能年复合增长率有望超70%
所谓“储能”，就是将能量储存起来以便以后需要时利用的技术。一般来说，当前的储能技术可以分为两大板块：一是物理储能，主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等方式；另一个板块则是电化学储能，也就是我们通常熟知的电池储能方式。
从目前情况看，A股市场上储能板块个股基本围绕着电池端和运营服务端展开。这也意味着，当前资本市场上受到关注的“储能”概念，指的一般是电化学储能。
随着我国提出力争2030年实现碳达峰、2060年实现碳中和，风电、光伏等可再生能源比重占整体能源消费比重越来越大，储能的地位也就显得愈发重要。
有关资料显示，风电和光伏等可再生能源都属于分布式发电，其主要特征就是“间歇性”。假如用户需要稳定的发电，就需要储能设施介入来发挥调节作用，使它提供一个稳定的发电功能单元。
澳大利亚国家工程院外籍院士、南方科技大学创新创业学院院长刘科向《每日经济新闻》记者分析，以太阳能为例，一年的发电时间大概只有全年的20%左右，风电发电时间也大概如此。也就是说，许多可再生能源都难以做到连续发电，因此要让可再生能源发展壮大，就要解决储能储电的问题。
《每日经济新闻》记者注意到，目前市场普遍对储能发展的前景相当看好。光大证券测算称，2030年储能需求空间可达到1.25Twh（亿千瓦时），2020年-2030年累计3.9TWh。2030年储能市场空间有望达到1.3万亿元，到2060年有望达到5万亿元。
在政策层面，多个部门对未来我国储能落地的规模也作出了明确规划。今年7月对外发布的《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》指出，到2025年，实现新型储能（除抽水蓄能以外的其他储能方式）从商业化初期向规模化发展转变。装机规模达3000万千瓦以上。
对此，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇在接受《每日经济新闻》记者采访时分析，从目前他在一线调研的数据看，今年上半年全国估计有400兆瓦（1兆瓦=1000千瓦）的储能项目投运，而到了下半年，光各地规划在建的储能项目就有6~7个GW（千兆瓦、吉瓦，1GW=100万千瓦）左右，规模出现了明显增长。
刘勇还透露，从他了解到的情况看，2022年各地规划在建储能项目规模将上升到13~15个GW，储能建设规模稳步扩大。“目前，储能市场正努力向万亿级别发展，可能到5到10年后就可以发展到这个规模（含新增抽水蓄能）。”
中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华表示，保守场景下，预计我国2025年新型储能装机规模将达到35GW，年复合增长率为57.4%。而在“双碳”目标进一步促动下，更多地方将出台落实储能应用政策，因此在理想场景下，2025年新型储能装机规模有望达到55.9GW，以更好地配合风电、光伏在2025年的装机目标。如果按照后一个场景，新型储能2021年到2025年复合增长率或将超过70%，呈现快速增长态势。
储能板块要形成万亿级市场，除了政策起到支撑作用以外，还需要形成一系列创新的商业模式。
刘勇向记者介绍，传统上储能的盈利方式主要是峰谷电价差套利。未来，要明确储能应有的主体地位和市场准入条件，围绕储能技术对新型电力系统安全高质量运行的价值体现，建立和完善分时电价机制、容量市场机制以及电力辅助服务市场机制。确保电力市场中所有参与主体获得公平待遇，通过市场化逐步推进储能产业可持续发展。
而在储能运用模式的创新方面，一家储能企业的负责人向记者介绍，我国正大力发展电动汽车，电动汽车保有量也在不断增加。如果说大量电动汽车出现同时充电的情况，就会造成很大的问题，给电网明显的冲击。不过，如果将光伏-储能作为一个电源加入电动汽车的储能单元，就可以解决单靠电网提供电动汽车充电电源的问题。
电动汽车本身也可以作为一个移动的储能来源。假设车主开着电动汽车去上班，电动汽车自然会在单位里停放比较长的时间，这样就可以把电动汽车也当做一个储能的能源接受电网的调度。
另一位业内人士则向记者表示，未来楼宇侧储能也有望成为一个很好的储能市场创新和商业化方向，楼宇侧的储能既可以赚取峰谷套利的费用，也可以与电网联动，参与需量管理和直购电交易从而赚取收益。
两大路径PK：抽水蓄能电站度电成本不到电化学储能一半
由于电化学储能发展前景被普遍看好，A股储能板块多只相关个股近期表现强劲。
不过，《每日经济新闻》记者注意到，虽然在资本市场上，电化学储能是当仁不让的热点，但从储能项目实际投产情况来看，市场则显示出另一种风景。
根据中关村储能产业技术联盟统计，截至2020年上半年，全球已投运储能项目累计装机规模185.3GW，同比增长1.9%；其中抽水蓄能累计装机占比最大，占92.3%；其次为电化学储能，占比5.5%。
这里提到的抽水蓄能，也是一种典型的储能技术——它利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电。与电化学储能不同，抽水蓄能与空气储能、飞轮储能等技术都属于物理储能的范畴，并且也是一项非常成熟的技术，早在1882年，抽水蓄能技术就在瑞士获得了利用。
从上述数据看，电化学储能累计装机规模只有抽水蓄能的1/20左右，相当于后者的零头，两者之间的规模严重不相称。
随着电化学储能技术的不断推广运用，电化学储能占整体投运储能项目的比重近年来有所提高，但与抽水蓄能相比依旧有限。
截至2020年底的数据显示，全球已投运储能项目累计装机规模 191.1GW。其中，抽水蓄能的累计装机规模为 172.5GW，电化学储能为14.2GW。电化学储能占比相较此前有所扩大，但占整体比重仍没有超过10%。
但在资本市场上，抽水蓄能和电化学储能的表现却有着显著的分化——同花顺数据显示，A股储能板块今年5月中旬还只有951.81点，到今年11月25日已上涨到1873.45点，接近实现翻倍，并且板块表现在这半年中未出现比较明显的大幅度震荡。
而在抽水蓄能板块方面，今年9月以来，该板块经历了一轮“过山车”一般的行情，整体表现明显不如储能板块，目前其指数相对于最低点只上涨了大约18%。
如何解释抽水蓄能和电化学储能之间这种市场热度和实际投运规模的“倒挂”现象？
对此，刘勇分析，抽水蓄能电站一般规模较大、技术成熟、成本低廉，可以为促进可再生能源消纳、提升电力系统稳定运行及灵活性提供有力支撑。对电网来说，抽水蓄能电站具有调峰、调频、调压等功能，其对发展抽水蓄能具有更大的动力和积极性。
刘科对记者分析，自铅酸电池发明至今100多年来，人类花了数千亿美元的研发经费研究储能，但铅酸电池的能量密度从90千瓦时/立方米增加到今天最高的300~500千瓦时/立方米，并没有得到革命性的根本改变。迄今为止，大规模GW级的储电最便宜的还是100多年前就被发明的抽水蓄能技术。
《每日经济新闻》记者也注意到，2019年中国科学院电工研究所等机构研究人员发表的文章《储能的度电成本和里程成本分析》中指出，当前抽水蓄能电站度电成本（项目单位上网电量所发生的综合成本）为0.21~0.25元/kWh；电化学储能目前的度电成本大致在0.6~0.9元/kWh，距离规模应用的目标成本0.3~0.4元/kWh还有相当的差距。
在抽水蓄能实际运用情况方面，国网新源公司有关人士告诉《每日经济新闻》记者，“十三五”期间，公司抽水蓄能机组抽水启动11.54万次，发电启动14.06万次，其中应急启动3124次，累计提供电网顶峰和应急电量1151亿千瓦时，消纳电网低谷和新能源电量1440亿千瓦时。
有关专家向记者指出，在可预见的十几年内，抽水蓄能技术的运用和市场规模还将保持相对于电化学储能的优势。
刘勇向记者分析，未来储能领域以抽水蓄能为大头的趋势应该还会延续，随着电化学等其他储能技术的发展，抽水蓄能的占比应该会逐步降低，但应该还能保持在70%左右。在这个过程中，也要科学规划新能源配储方式、交易方式以及监管方式，规范储能投资建设及发展步伐，避免过快、过热投资造成市场无序发展。
《每日经济新闻》记者也注意到，今年9月国家能源局发布的抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》明确强调，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。从以上数据看，抽水蓄能投产规模还是明显高出同期新型储能一倍有余。
不过，有关专家也向记者指出，抽水蓄能虽然有技术成熟、项目规模大等多种优势，但大规模推广也存在着制约因素。刘科告诉记者，抽水蓄能需要建水坝，受到地势限制，还必须建在不缺水的地区，这就对推广抽水蓄能产生了阻碍。
项目突围遇阻：全球5年电池产能仅够东京停电三天之用
当前抽水蓄能投运占比和电化学储能占比的明显不均衡现象，一方面是由于抽水蓄能拥有项目规模大等优势，另一方面也说明当前电化学储能发展存在切切实实的瓶颈。
具体来看，首当其冲就在于安全性上。今年4月16日，北京丰台区一公司储能项目发生火灾爆炸，造成1人遇难、2名消防员牺牲、1名消防员受伤，直接财产损失1660.81万元。此次事故发生后，“储能是否安全”的讨论迅速变得热烈起来。
日前，该起事故的调查报告正式向社会公布。报告指出，该公司南楼起火直接原因系西电池间内磷酸铁锂电池发生内短路故障，引发电池热失控起火。北楼爆炸直接原因为南楼电池间内的单体磷酸铁锂电池发生内短路故障，引发电池及电池模组热失控扩散起火，事故产生的易燃易爆组分通过电缆沟进入北楼储能室并扩散，与空气混合形成爆炸性气体，遇电气火花发生爆炸。
而刘科向记者分析，之前很多观点认为，随着电动车的发展，大量电动车上淘汰下来的电池还可以循环利用，比如说放到储能电站里继续使用等等。但从上述案例和一系列的事故看，大规模的电池集中放置在一起使用的确存在安全性的问题，容易产生隐患，甚至可能会产生连环爆炸事故。
如何防范诸如此类事故的发生？刘勇向记者分析，对于储能项目来说，关键还是要做好本体安全和主动安全，光靠被动防御很难解决问题，也会给消防带来压力。新型储能是新兴产业，在技术、标准、应用等各方面还不完善，要积极稳妥地推进，采用科学规范的管理体系来保障新型储能项目安全。
这里所说的本体安全，主要指的是电池内部的安全设计。目前的电池材料还是存在易燃易爆的隐患，需要在技术方面进行针对性突破。
此外，新型储能项目随着运行时间的增长，设备的老化和电池性能的衰减将日益严重，发生质量问题及安全事故的概率将会增大，因此，必须开展项目运行状态监测并进行安全状态评估，避免超期服役和带病工作。
一家储能企业负责人在受访时向《每日经济新闻》记者表示，要防范此类事故发生，从主回路的集成看，经过认真的分析，企业在实践中已不会再考虑大规模的集成化方案，即把储能电池串并联在一起，而是在物理空间层面全部分离开来，这样一来，即使储能电站的一部分发生问题，也不会蔓延到其他部分去。
此外，电化学储能缺乏能解决大范围、大规模用电问题的“大项目”，这也是当前该领域发展的一大瓶颈，也成为一些观点质疑电化学储能应用前景的关键因素所在。
刘科在接受《每日经济新闻》记者采访时表示，目前电化学储能这类“电池储能”还是只能解决手机、电脑、汽车等小规模的用电需求，如果要用它们制定大规模的储能方案，成本还是太高。虽然有不少企业宣称已经有了大规模储能的方案，但在实际生活中，目前连一个全部依靠储能供电的小区都还没有出现。
刘科举例说，据估算，目前全球电池生产商5年多的电池产能仅能满足东京全市停电3天所需的电能。“如果说我们有4/5的时间或者5/6的时间要靠电池储电，这是不可想象的。况且，这个世界也没有那么多的钴和锂，没法让我们造那么多的电池。”
不过，《每日经济新闻》记者也注意到，近一段时间以来，全球范围内不少储能大项目密集发布相关消息，让人们对于未来大规模储能运用的前景再次充满想象。
10月16 日，2021全球数字能源峰会在迪拜召开。会上，华为数字能源技术有限公司与山东电力建设第三工程有限公司成功签约了沙特红海新城储能项目。此次项目为全球最大的光储离网储能项目，其储能系统可达 1300MWh。华为表示，此次这种大规模使用“光伏 + 储能”来供给一座百万人口级别城市的能源工程，在全球范围内尚属首次。
而著名电动车企特斯拉也推出了大型储能系统Megapack，布局全球公用事业储能行业。据特斯拉官网介绍，目前，特斯拉已实施一个1000兆瓦时的项目，提供了创纪录的能源容量，足以为旧金山的每户家庭供电6个小时。
上述企业密集宣布储能大项目，是否说明当前电化学储能技术发展已突破相关瓶颈？
对此，刘勇向记者分析，以目前特斯拉正在推进的大规模储能项目为例，其使用的三元电池技术运用在40尺集装箱上，可以做到6个兆瓦时的电量，电池的容量越大，就越能节约用地。
但与此同时，这一类的大项目的关键还在于系统集成能力：一是储能集装箱的集成，二是电站运行的集成。据估计，实现这样大规模的储能项目，需要几百个甚至上千个大型集装箱。因此，同时运营维护好这么多储能集装箱，就显得至关重要。
刘勇认为，从目前情况看，各家企业争相宣布的GW级大规模储能项目，暂时还没有形成全生命周期内完全成熟的实例。未来更大规模的储能项目是否能在全生命周期内保持安全运行，需要开展源网荷储协调规划技术、大容量储能与新能源联合运行的建模与仿真技术、大规模储能设备、软件与数据集成技术、安全与运维、多类型储能匹配模式及调控模式等方面的研究。
电化学储能技术要在投运的工程项目基础上，进一步优化在电池结构设计、电站运行检测与管理、风险诊断、安全防护、应急处理、通信架构、控制方式、出力策略、混合储能等方面的技术评价能力建设。
此外，当前储电成本较高，也是困扰行业发展的一大痛点。刘科结合数据对《每日经济新闻》记者分析，目前太阳能发一度电成本可低至一毛多钱，但在珠三角地区，工商业用电峰谷电价差最高可以达到1.3元-1.7元。
一般来说，峰谷电价差可以代表储能的成本，从发电成本和峰谷电价差这两个数据的对比看，目前储能的成本要远远高于新能源发电的成本。如果储能成本过高，对新能源的消纳将产生明显制约。
刘科向记者解释，储能的重要作用体现在“削峰填谷”上，如果储能发展得好，可以有效压缩峰谷电价价差。但从目前情况看，我国不少地方峰谷电价差还非常大，即使存在套利空间，相关企业也没有明显动作。说明这个问题没有得到很好解决。
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从更深层次说，有关储能的市场热度，以及围绕着储能技术的种种争议，归根结底还是在构建清洁低碳安全高效的能源体系背景下，围绕着如何消纳可再生能源，从而构建以新能源为主体的新型电力系统展开的。
毋庸讳言，当前的电化学储能技术，还没有发展到能够独当一面的阶段。那么，在当前我们掌握的技术能力下，如何使用多条路线，各尽所能，从而实现新能源消纳？
对此，刘科向《每日经济新闻》记者分析，风能、光能、水电等可再生能源受天气影响比较大，很多时候都是“靠天吃饭”。在这样的背景下，要消纳好新能源，需要把电网的基底负荷做好，而要承担基底负荷，目前比较合理的选择还是核电和火电，这是维护整体电网稳定的主力军。
当然，目前不少人提出“风光互补”、智能电网，这也是可再生能源消纳的一条路径，但归根结底还是要发挥好基底负荷的作用。
刘科认为，尽管大家对可再生能源有比较美好的愿景，但从现实情况看，把资金投在火电改造或者核电安全性改造上，效果要比开发前景还不明朗的能源技术要好很多。
刘勇则向记者表示，从目前技术路线看，可再生能源的消纳主要依靠三个方面：火电的灵活性改造、抽水蓄能和电化学储能。
《每日经济新闻》记者也注意到，除了抽水蓄能、电化学储能这些运用时间较长的储能技术，近年来，一系列新的储能技术也开始异军突起，为新能源消纳提供了多种可能。
比如说，近年来，氢储能的运用就成为能源领域热点。氢能能量密度高，运行维护成本低，可同时适用于极短或极长时间供电的能量储备，是少有的能够储存上百千瓦时以上的储能形式。
中国科学院院士孙世刚此前接受记者采访时表示，再生能源发电不是那么容易就能上网的，需要我们配套储能设施，把能量用起来。在这一个过程中，最好的方式就是通过氢能；我国西部的水电资源如果用不完，也可以把它变成氢能，通过电解水的方式生成氢气解决。
刘科向记者分析，从中国的天然禀赋来看，可以把风能、太阳能和煤结合制出比较便宜的甲醇，通过车载甲醇制氢并与燃料电池系统集成，这就比直接燃烧的发动机效率高。这条路线未来是有可能实现的。
目前国内氢储能运用正在稳步推进之中。今年3月，中国化学工程集团有限公司发布消息，中国化学工程十一公司承建的宁夏宝丰能源集团股份有限公司太阳能电解制氢储能研究与示范项目10×1000Nm3/h电解水制氢工程项目一次性试车投产成功。
该项目是宁夏首个氢能产业项目，也是国内最大的一体化可再生能源制氢储能项目，采用单台产能1000标方/小时的国产最先进高效碱性电解槽。投产后，预计年产氢气1.6亿标方，副产氧气0.8亿标方。每年可减少煤炭消耗25.4万吨，减少二氧化碳排放44.5万吨。
此外，压缩空气储能运用也是目前储能新技术领域的一大热点。今年9月30日，江苏金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目并网试验成功，向国家电网发出我国首个大型压缩空气储能电站第一度电，标志着我国新型储能技术的研发和应用取得重大进展。
据中盐集团介绍，盐穴压缩空气储能是一种利用地下盐穴储气的大容量物理储能技术。其利用低谷电能将空气压缩到盐穴中，用电高峰时再释放压缩空气发电，从而实现电网削峰填谷，提升电网调节能力和新能源消纳能力，具有容量大、寿命长、安全环保等优势。
刘科也向记者强调，可以预期的是，未来储能领域将会呈现“八仙过海、各显其能”的态势。
记者手记｜储能行业的发展一定要去除浮躁
股市掀起阵阵“储能热”、机构预测储能将形成“万亿市场”……
近一段时期，储能这个话题，着实成为资本市场备受关注的热词。
作为新能源消纳不可或缺的解决方案，在实现碳达峰碳中和目标的大背景下，储能的地位注定会越来越重要。
不过与此同时，我们也应该看到，在眼下，储能特别是市场最为热炒的电化学储能仍然面临着不少瓶颈，如安全性尚待考验、缺乏大项目落地等，这些问题还需要我们去正视与克服。以当前的技术水平而言，储能还不是解决一切能源问题的“万应丹”。
当然，作为一项新技术，储能的应用前景依然非常广阔。但是它的发展一定要去除浮躁，同时打下更加扎实的技术基础。
