9月7日，第十二届中国国际储能大会在杭州召开。会后，中国化学与物理动力工业协会秘书长刘焱龙在接受该报采访时指出，今年，中国储能系统的成本上涨至每瓦时1.6元至1.9元，但成本价预计明年会回调。
去年，在二氧化碳排放峰值和碳中和的目标下，我国能源电力低碳转型发展进程进一步加快，储能在这一关键过程中发挥着越来越重要的作用。
据中国化学与物理动力工业协会储能应用分会统计，2021年，我国储能制造产业链日趋完善，市场规模达到500-600亿元，比2020年增长120%以上，显示出强劲的生命力；在RD创新领域，储能行业RD强度在2019年、2020年和2021年分别达到12.6%、18.7%和15.6%。
近年来，为支持储能产业发展，国家发改委、能源局先后出台了《新能源储能“十五”实施方案》、《能源领域科技创新计划》、《关于进一步推进新能源储能参与电力市场和调度的通知》等重要文件。今年6月，国家九部门联合发布了《科技支撑二氧化碳排放峰值碳中和实施方案》，高度重视储能的规划和发展。
对于市场关注的储能成本，刘焱龙在大会发言中表示，2020年底，中国储能系统成本下探至每瓦时1.5元，这被视为储能行业的拐点。但2021年，由于上游原材料涨价，储能系统成本增加了30%-50%左右。根据协会今年的调查，储能在不同应用场景下的竞价价格在1.29元-1.9元/瓦时之间。
“今年，储能系统的成本将是每瓦时1.5-1.6元的盈亏平衡点，”刘焱龙说。预计未来5年储能系统成本将降低30%，未来10年将降低70-80%至1.0-1.2元/瓦时。
在大会发言中，刘焱龙还从行业观察的角度对当前中国储能行业的发展做了整体分析，并指出了存在的问题和挑战。
市场环境方面，目前我国的新能源储能电站可以作为市场主体参与各类电力市场。独立储能电站向电网送电，其对应的充电电量不承担输配电价、政府性基金及附加费。但具体的调峰补偿机制、保底通话时长、岗位如何计算仍是储能电站发展中的难题。
在行业技术层面，目前市场焦点主要集中在锂离子电池储能、液流电池和抽水蓄能，其他新型储能技术和混合储能技术发展相对较低。储能型锂离子电池已经成熟，但容量型长期储能技术关注度相对较低，需要差异化政策支持相关领域发展。
对于行业的未来发展，刘焱龙认为应该首先考虑安全和系统效率。新架构、数字化、智能化、模块化等方面要统筹考虑。有针对性地研发不同应用场景的储能电池、材料体系等设备，不断创新优化制造工艺。
其次，要建立和完善材料、设备、电池、消防、检测认证、系统集成、回收等上游供应链体系。
此外，要建立统一的共享储能监管平台。科学评估储能在发电侧、电网侧和用户侧不同角色的市场潜力和效益，结合电力系统结构、新能源消纳、辅助服务市场、现货交易、峰谷电价等典型领域的具体情况，统筹推进储能在电力系统各环节的布局和容量配置。
值得注意的是，大型风电光伏基地建设需要与当地电力结构、电网现状和规划、国家电力“十四五”规划相协调。由于风光互补发电的波动性和不稳定性，需要考虑辅助电源的类型、容量和调节性能，尤其是储能的优化配置。随着新能源汽车普及率的提高，利用新能源汽车进行储能调节将成为市场关注的方向。
全球碳足迹的上升将从供应链方面对储能行业施加压力。虽然全球尚未统一定义碳足迹标准，但基于全产业链和未来发展的考虑，碳足迹管理是无法回避的。“储能行业和企业应未雨绸缪，关注和探讨，积极向绿色电力和低碳方向发展。”刘焱龙说。
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