2021年，站在“十四五”的新起点，重点审视中国储能产业面临的形势。我们发现，国际、国内形势都在发生重大变化，这些变化很可能由量变到质变，对中国乃至世界储能产业的发展产生深远影响。
我国二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，力争2060年前实现碳中和，因此需要加快调整优化产业结构、能源结构，大力发展新能源。
储能是新能源规模发展的支撑技术。因此，在制定中国储能产业“十四五”发展规划时，不但要从技术发展、国际竞争等角度看，还要从能源发展总目标的角度考虑，储能和新能源的发展目标要相匹配。
近日，科技部发布了“十四五”国家重点研发计划“储能与智能电网技术”重点专项2021年度项目申报指南(征求意见稿)，对储能与智能电网领域的重点专项工作进行部署并征求意见。意见稿的发布旨在正式立项之前能够广泛征求业界意见，以更好地体现重点专项的引领性、科学性和重要性。因此，结合储能产业与技术的发展现状和未来需求，笔者提出如下建议：
首先，在锂离子电池储能系统等效度电成本方面。该征求意见稿指出，要在五年时间内使锂离子电池储能系统等效度电成本≤0.1元/千瓦时。从中国化学与物理电源行业协会储能应用分会组织的全国储能产业巡回调研实际了解情况来看，多数业界同仁认为系统运行状况较好的电池储能系统度电成本应该在0.5-0.7元/千瓦时左右，部分地区个别高配置建设项目电池储能系统度电成本0.7-0.9元/千瓦时左右;抽水蓄能度电成本在0.22-0.25元/千瓦时左右。五年内锂离子电池储能系统等效度电成本要下降到0.1元/千瓦时，面临挑战很大，同时这里的成本是否考虑到电站运行中电池性能衰退状况、运维及回收等全寿命周期要素，值得商榷。如果五年内吉瓦时级锂离子电池储能系统的等效度电成本能够下降到0.1元/千瓦时，意味着比抽水蓄能的度电成本还要低一半多，储能推广将不需要任何储能政策的支持就可以大规模开展了。显然，这与大家对产业发展的普遍认知有所冲突，因此专项指南需要综合考虑实际储能产业的发展规律，设立更合理的指标。
同样的成本考核指标要求在“兆瓦时级本质安全固态锂离子储能电池技术(共性关键技术类)”中也有所体现。意见稿提出研制10兆瓦时级固态储能锂离子电池系统，等效度电成本≤0.2元/千瓦时。众所周知，目前国内外真正意义上的固态锂离子电池距离量产尚有不少差距，并且还没有在电动汽车和消费电子等领域得到规模应用，因此要在五年内实现10兆瓦时级储能应用，并且等效度电成本≤0.2元/千瓦时，挑战依然巨大，建议明确考核的边界条件，以免误导技术发展方向。
其二，关于锂离子电池循环寿命及考核标准。该征求意见稿指出，在“吉瓦时级锂离子电池储能系统技术(共性关键技术类)”研究方面，考核指标要求锂离子电池循环寿命≥15000次(0.5倍额定充电功率/0.5倍额定放电功率，25℃，100%放电深度(DOD))。问题是，如果严格按照0.5C倍率充电和放电，电池每天最多测试6个循环，一年365天不停休测试的话也需要将近7年的时间才能够完成该考核指标的测试，项目执行期不超过五年，而目前又还没有针对电池循环寿命的加速检测方法，因此如何对该指标进行科学考核?另外，此循环寿命没有给出电池剩余容量的限定条件，是衰减到额定容量的80%还是70%，60%?没有界定清楚。因此未来立项及评审考核的“弹性操作空间”很大，容易产生很多问题。
同样的问题在“兆瓦时级本质安全固态锂离子储能电池技术(共性关键技术类)”中也有所体现，该项目考核指标要求：电池单体循环寿命≥15000次;系统循环寿命≥12000次，由于没有限定充放电倍率、温度、DOD、剩余容量等测试条件，并且测试周期很长，也难以具备可考核性。
其三，关于中长时储能技术方向。我们知道，大规模新能源发电并网有两个重要问题需要得到解决：波动性问题和间歇性问题。目前的短时高频(功率型)储能技术仅能部分解决波动性问题(例如，辅助AGC调频或平滑光伏曲线波动)，而解决新能源发电的间歇性问题则需要低成本的中长时(容量型)储能技术的帮助。因此中长时储能技术的开发对于2030年1200GW新能源装机规模目标的实现至关重要。虽然项目申报指南在第一项标题里就明确要求支持中长时储能技术的研发，但里面的三个技术方向及相关验收指标和“中长时储能技术方向”关联度并不高。
首先应明确中长时间尺度储能的概念，按照目前储能系统应用情况，2-4小时可以定义为中等时间尺度，即广泛理解的能量型储能应用场景，4-10小时为长时储能，即容量型储能应用场景，甚至近期国际上提出长时储能要求支持10小时以上的储能应用场景。对于中长时储能场景有两个基础性技术指标，一个是低倍率条件下的循环测试，一般要求测试倍率不能超过0.5C，甚至要求更低，0.1C或0.2C;另一个指标是自放电率。例如，欧洲电池技术创新平台近期发布的《2030电池战略研究议程》，里面详细规定了中长期储能的关键绩效指标：中期储能自放电率低于2%/月;长期储能自放电率低于0.5%/月。从电池技术路径实现来说，目前国际上有两条路径：一条是固定式的厚电极路径，另一条是流动的流体电极路径。例如，最近美国能源部(DOE)下属的高级能源研究计划署(ARPA-E)宣布，计划为电池和智能电网颠覆性技术提供4700万美元支持，其中美国24M公司获得了900万美元资助，开展厚电极电池技术研究。
上述与中长时储能密切相关的指标和路径在指南内容里都没有体现。征求意见稿里的三个技术方向，从内容和测试指标来看，和中长时储能应用场景基本没什么关系。例如倍率条件指标，指南要求≥0.5C，甚至支持5C倍率放电，这其实完全和中长时储能场景的倍率要求(小于0.5C)背道而驰。
其四，项目指南没有有力体现储能技术如何支撑2030碳达峰目标的实现。
习近平主席在2020年气候雄心峰会发表重要讲话，提出到2030年中国风电和太阳能发电装机规模要达到1200GW。储能是新能源规模发展的重要支撑技术，新能源+储能将是未来十年重要的技术和产业方向。但是项目指南只支持吉瓦时级别的电网侧储能电站，而对于迫切需要发展的发电侧储能、用户侧储能以及分布式能源储能，项目指南内容没有予以体现。
该指南将“储能与智能电网技术”两个领域放在一起写，容易导致内容混杂，结构分类不够清晰，所支持的储能技术体系不够完整。因此应该考虑将储能和智能电网分开立项支持，单独编写“储能技术”重点专项，从储能本体技术、储能系统集成与安全控制技术、不同应用场景下的项目建设与运维、环境综合效益等方面进行更加全面和系统部署，紧密支撑2030碳达峰目标。
“十三五”期间，中国储能产业已形成较强的自主创新能力，中国自主品牌储能产品不但在市场规模上多年来居世界前列，技术上中国将在可再生能源、新能源汽车、动力电池以及储能等方面迅速逼近或领先世界先进水平。
“十四五”期间，在储能领域方面，全行业已形成发挥中国储能与数字化技术协同发展共识，融合交通网、能源网、信息网技术，有望形成一条中国特色的新型储能发展道路。
全行业应该以更加自信和平和的心态看待竞争和发展。一方面，随着全球范围内国际知名储能系统集成企业不断加大对华合作，有效推动了我国配套产业链的完善提升，促进了技术进步。我国自主品牌企业也在与国际领先企业紧密合作过程中提升了技术水平，在磨炼中茁壮成长。另一方面，全面放开外资投资限制后，竞争必然更加激烈，中高端市场将风起云涌，市场格局将被重塑，那些创新能力不足、适应能力较差的企业将面临“出局”的风险，兼并重组、优胜劣汰的进程将进一步加快。尤其是伴随着数字化、智能化的发展，跨界者不断涌入，储能产业面临新一轮洗牌。
在新一轮技术革命和产业变革中，储能技术革命正在引起产业变革。储能产品的应用范围、性能属性，以及与其他社会基础设施的关系都在发生变化。这是因为中国具有全世界最好的工程师队伍，更重要的是中国在互联网应用、人工智能、区块链等方面具有更好的基础，中国已形成电芯、模组、PCS、系统集成等新型储能装备完整产业链，具有快速建设储能电站规划设计、施工安装、运维管理等多方能力。中国正在成为储能新技术研发、生产、应用的最好基地。
推动储能产业和技术发展需要持续加大研发投入，第一，要加强新材料、新技术、新工艺和新装备的研究应用，未雨绸缪;第二，要把握2021年“十四五”开局之年的良好机遇，立足科技创新，破解发展难题，不断提升自身的创新能力;三是要培养和汇聚高素质人才，为储能高质量发展构筑人才基石。
在克服2020年重重困难之后，中国储能产业正站在新的起点上。新技术、新模式、新业态的蓬勃发展，正势不可挡地引发储能产业重构和市场格局的变革。
因此，为营造公平竞争、优胜劣汰的发展环境，建议有关主管部门按照市场化、法治化的原则，系统研究加强产业管理、促进储能健康有序发展的政策措施。储能的发展要以市场应用为导向，坚决遏制盲目上马及与产业实际发展脱节等乱象，持续推动储能产业高质量发展。相信在重点专项的引领下，中国储能技术和产业发展能够到达新的高度。
责任编辑：肖舟
