2022年，中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破15GW，达到16.5GW.

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在规模化发展新阶段下，持续高速增长的储能行业2023年如何发展？

2022年3月国家发改委与国家能源局联合印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，“十四五”时期我国新型储能将从商业化步入规模化发展时期。围绕政策配套、经济性、消纳等储能行业最为关注的话题，多位业内专家在4月7日起召开的第十一届储能国际峰会暨展览会(ESIE2023)上提出建言。

储能持续高速发展，尚需完善规划设计与配套

中关村储能产业技术联盟(CNESA)在ESIE2023上发布的《储能产业研究白皮书2023》显示，根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，占全球市场总规模的25%，年增长率38%。抽水蓄能累计装机占比同样首次低于80%，与2021年同期相比下降8.3个百分点；新型储能继续高速发展，累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW/27.1GWh，功率规模年增长率达128%，能量规模年增长率达141%。

2022年，中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破15GW，达到16.5GW，其中，抽水蓄能新增规模9.1GW，同比增长75%；新型储能新增规模创历史新高，达到7.3GW/15.9GWh，功率规模同比增长200%，能量规模同比增长280%。

持续高速发展的同时，储能行业尚存痛点待解。

“目前我国新型储能发展呈现出多元化发展基础不断夯实、规模化发展趋势更加强劲和产业化发展稳步推进三方面的主要特点。”国家能源局总工程师向海平表示，作为新技术、新业态，新型储能发展还面临诸多风险挑战，重点统筹处理好三个方面的关系：一是处理好建设与运用的关系，既要加快规划建设，更要注重调度运用。二是处理好短期与中长期的关系。三是处理好发展与安全的关系。

工业和信息化部电子信息司副司长杨旭东表示，看到成绩的同时，也要看到新型储能行业仍然存在着一些不协调、不平衡的情况，例如产业供需错配现象突起，上游资源保障亟待加强，前瞻布局以及创新开发还需要进一步统筹优化等等。下一步，将在顶层设计、技术创新、产业韧性、配套体系四个方面统筹推动新型储能电池行业高质量发展。

走向规模化应用，储能经济价值如何实现

长期以来，经济性问题一直被认为是储能发展的桎梏。储能“建而不用”的现象也始终困扰着行业上下。规模化发展趋势下，储能的成本账如何算？

中国工程院院士、天津大学教授王成山在发言中提出，“双碳”目标下电网源-荷形态将发生重大变革，尤其是未来配电网中各种间歇性、随机性、模糊性因素的大量出现使系统整体不确定性显著增强，这就需要多方面的技术应对手段，而电力储能将是重要调节资源，成本可能高，但却是其他灵活性资源不可或缺的重要补充。

王成山指出，未来数字化是配电系统高效可靠运行的重要手段，电力电子装备将是未来配电网架变革的颠覆性技术，微电网将作为大电网重要支撑性环节，成为解决分布式能源并网问题的有力手段，是新型电力系统的重要构成单元。

国家电网公司抽水蓄能和新能源事业部主任刘永奇认为，在构建新型电力系统中，储能的发展有两大关键：技术突破和经济合理。从关注方向上来看，找准应用场景是储能科学发展和调用的基础，这就需要突破长时储能技术，解决日间至中长期电力存储调节难题；从机制层面上看，商业模式丰富完善是储能规模化应用的保障，丰富完善电力市场尤其是辅助服务市场交易机制，扩大辅助服务市场规模，为储能提供价值实现方式；从技术层面来说，技术成熟经济合理是储能规模化应用的前提。储能要实现规模化发展应用，未来发展方向是高安全、低成本、大容量、高效率、集中式。

“使用价值的发挥是新型储能发展的唯一出路。”南方电网公司专家委员会专职委员、特级战略技术专家、储能与可再生能源重大科研团队总负责人郑耀东在发言中提出，从新能源消纳角度来说，光伏配套产业、配储现象都有发生，也出现了一些储能建而不用、建而不调的现象，这些问题确实存在，但不是因为这些原因影响消纳。郑耀东认为，最后新型储能的价值一定要靠使用来发挥。日后随着政策和市场的成熟，储能电站运行时间和市场机制有效发挥时，回报可能更快。

新京报贝壳财经记者朱玥怡

（文章来源：新京报）