唯有具备价值，储能才不再是“面子工程”，才能真正解决需求；当前不是“缺政策”，缺的是更细的具体做法及指导；下游企业更迫切需要政策层面的支持，协同推动解决盈利模式等核心问题。

以“双碳”目标为指引，从国家到地方密集出台多项与储能相关的政策，整个产业迎来前所未有的热度。不过，储能作为新兴产业，当前依然面临多重发展难题——调峰、调频及容量补偿等市场机制细则尚处空白，已建成的项目大多未形成稳定合理的收益，安全问题还未得以根本保障，没有形成统一的安全标准和公认的解决方案，从何入手推进解决……近日，中关村储能产业技术联盟常务副理事长、中国碳中和50人论坛特邀研究员俞振华，在接受记者采访时给出了建议。

发展前景光明但道路曲折

问：“双碳”目标给储能产业带来哪些新机遇？

俞振华：推进“双碳”战略，必然要加快推动可再生能源的跨越式发展，实施路径涉及能源、工业、交通、建筑等重点领域，包括电能替代、电动汽车、氢能等相关产业发展，而几乎所有跟碳中和相关的领域均与储能相关。“可再生+储能”模式已成为业界共识，作为支撑可再生能源稳定规模化发展的关键和当务之急，对储能产业提出了更高要求，同时伴随着大量机遇。

事实上，国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》，已明确储能产业发展阶段性目标——到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能电站装机容量达到1.2亿千瓦左右。抽蓄是当前技术最成熟、容量需求大、经济性好的储能方式，作用得到广泛认可。新型储能是指除了抽蓄以外其他新型的电化学储能或物理储能技术，相比存在资源调节等限制的抽蓄，该技术更具备布置灵活性。有了目标激励，未来5年至10年，新型储能会在度电使用成本上逐渐达到与抽水蓄能相竞争的水平，兼具长寿命、高安全性、可靠性等特点。

问：以“双碳”目标为指引，产业发展已具备哪些基础？

俞振华：可以说，储能产业发展前景很光明，但过去十几年的发展道路非常曲折。

早期储能产业进步，主要得益于风电、光伏发电、电动汽车等行业的带动。比如，从技术商业化程度来看，锂电池是目前最成熟、应用占比最高的新型储能技术。锂电池恰恰是率先在动力电池领域得到广泛应用，随着其特性广为行业熟知，于近年实现了规模化发展，并进一步被用在新建储能项目中。有了规模，一批成熟的技术、企业成长起来，逐步成为储能进入电力系统的敲门砖。

总体来看，“十三五”期间，储能行业更多是在做模式探索，包括发电侧、电网侧、用户侧的不同技术性示范、商业模式示范。由此，新型储能得到快速发展，年负荷增长率达75%，电化学储能新增规模首次突破1吉瓦。也正是这些尝试，让大家对技术路线的把握越来越清晰，反过来支撑产业未来发展，为相关政策机制的出台提供了支持。

五大核心痛点掣肘可持续发展

问：接下来，产业发展还面临哪些风险与挑战？

俞振华：储能产业与早年风光产业发展相比，既有相似之处，也有不一样的地方。

这些产业都是随着规模的放大，效益提升、成本下降，且技术进步持续改善产业格局，形成由量变到质变的升级。不过，储能比风光及电动汽车产业复杂得多，其应用场景更加多元，包括发电、输电、用电等不同场景，短时低频、短时高频、短时超高频等不同形式。各种需求之下，技术路线自然更为丰富。真正的大储能产业，未来必然呈多种路线并存的态势，但这些不同也带来更多不确定性，增加技术、投资等风险。

我们进一步总结了5个核心痛点，目前依然是掣肘产业可持续发展的瓶颈。包括机制问题，如何建立一系列可持续发展机制，帮助行业走上可持续发展的健康道路；安全问题，要建设大规模储能系统，该问题必须解决；准入问题，储能身为新兴产业，准入门槛还需进一步明晰；另有建设问题，以及全生命周期管理问题。

问：很多已建成的储能项目迟迟未能形成稳定合理的收益模式，您如何看待这个问题？

俞振华：储能的核心价值一般可分为三类：短时灵活性服务供应的调节，包括调频服务、系统备用服务；参与调峰，对应的是电力市场；缓解阻塞作为电力基础设施的一部分。未来，产业发展过程也是对储能价值进一步认可的过程。

近几年，行业做了不少项目，包括一些备受关注的独立储能项目，但很多项目仍属于投资拉动型，并非储能价值的真实体现。让储能项目真正获取相应收益，目前还是比较困难的。如何定义储能在电力系统中的价值、如何让价值通过电力市场机制反馈出来、如何建立一套适宜的政策机制等，这些都是需要深入思考的关键问题。唯有具备价值，储能才不再是“面子工程”，才能真正解决需求。

期待政策支持更细致、实用

问：结合上述痛点，您认为行业还需要哪些政策支持？

俞振华：据不完全统计，2021年以来，国家及各地密集出台了300多项与储能相关的政策。比如，2017年出台的首个储能国家级政策，第一次正式提出“十四五”是规模化储能发展阶段，提出应围绕储能技术装备、可再生能源利用、灵活性、稳定性、用能智能化和支撑能源互联网移动示范部署工作。2021年底，国家能源局印发《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》，丰富和拓展了管理规范的对象和内容，激发了新型储能的灵活性价值需求，被业内视为保障电力市场有序运营、促进源网荷储协调发展、建立分担共享新机制的纲领性文件。

相比早期，当前不是“缺政策”，缺的是更细的具体做法及指导。比如，按效果付费的市场建设思路还需要进一步推动贯彻，建立能够反映快速调节资源价值的市场机制。与此同时，应进一步研究建立适宜新型大规模储能参与的调度运行机制，在执行过程中充分考虑各市场主体的诉求，在一定时期内保持政策稳定性和延续性。再如，业内常说项目“投运即退役”，这与市场机制、调度规则、安全问题，以及项目自身所处的市场环境等都有关系。究竟从哪些方面入手如何解决，同样需要更强有力的政策支持。

问：行业自身应如何努力？

俞振华：长远来看，当前所面临的问题对储能产业反而是利好。储能作为灵活调节资源，可满足容量充裕度、备用、削峰填谷、新能源消纳等多种系统功能需求，其综合价值将通过多重收益渠道去体现。我们要坚定信心，“双碳”目标为全行业迎来跨越式发展催生了机遇。

对于上游企业而言，应结合自身技术特点和优势，选对目标应用场景，在此基础上推动技术进步，开发适宜不同场景的产品。切忌一窝蜂上项目、做重复建设，提前避免出现产能过剩。下游企业更迫切需要政策层面的支持，协同推动解决盈利模式等核心问题。

原标题：解决核心痛点，让储能不再是“面子工程”