前不久北京储能电站爆炸一事，让储能这一公众眼中的“冷门”产业爆炸一时。
有部分网友质疑储能产业的安全性，甚至直言“不要了”。舆论之下，业界感受到一阵凉意：刚刚试水商业化的储能产业，不可避免要付出成长的代价。
储能，还能有春天吗?
4月21日，国家发改委、国家能源局组织起草的《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》向社会公开征求意见，也表明了官方对这一产业的态度：加快推进。
2020年8月，全球单体容量最大的电网侧电化学储能电站——江苏昆山储能电站工程送电成功。
为什么还要加快发展新型储能?
官方这一“以发展应对问题，在发展中解决问题”的态度，在于储能产业发展的迫切性。
今年3月15日，中央财经委员会第九次会议在研究实现碳达峰、碳中和的基本思路和主要举措时提到，要建设以新能源为主体的新型电力系统。国家能源局局长章建华公开表示，系统消纳能力是新能源发展的必要条件，要加强系统灵活调节电源建设，包括火电灵活性改造、天然气调峰电站、抽水蓄能电站和新型储能。
中国工程院院士黄其励在接受媒体采访时介绍，在电力系统中，灵活调峰电源至少要达到总装机的10%~15%。而中电联2019年发布的报告《煤电机组灵活性运行政策研究》显示，我国包括抽蓄、燃气发电等灵活性调节电源装机占比不到6%，其中，新能源大户“三北”地区的灵活性调节电源不到3%。
给系统加点“弹性”、补齐“缺口”非常必要。目前，国家电网公司正在大力建设抽水蓄能电站，预计“十四五”期间新增2000万千瓦以上装机。但抽水蓄能电站受限于地理条件，且建设周期长，这就给了以电化学储能为代表的新型储能发展的空间。即使在技术、标准等方面仍不完善，但新型储能所具有的投资周期短、系统效率高、启动时间短、对外部环境要求低、配置灵活等特点，已足够对市场有吸引力。
该指导意见首次提出了量化的储能规划：到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展，提高技术能力，完善标准体系，产业体系和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦;到2030年，实现新型储能全面市场化发展，技术、产业水平居世界前列，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。
那么，与新型电力系统相匹配的储能规模又有多大?
在第十届储能国际峰会暨展览会开幕式上，国家电网公司总工程师陈国平抛出的一个思考在某种程度上回答了这一问题。他认为，2030年我国实现12亿千瓦的新能源装机容量，至少需要匹配2亿千瓦的储能。目前我国的抽水蓄能装机在4000万千瓦左右，受制于建设周期，到2030年我国抽蓄电站装机最多只能达到1亿千瓦。那么，剩下的1亿千瓦的储能要怎么布局?
显然，新型储能将发挥重要作用。2025年3000万千瓦的目标合理吗?
中国电科院储能与电工新技术研究所高级工程师王上行告诉电网头条记者，这一目标是基于当前储能技术经济性、产业发展规律等的合理设定。现阶段，以锂离子电池为代表的新型储能技术经济性与电网适应性仍在不断提升，未来10年，新型储能呈现先慢后快的发展趋势符合技术应用与产业发展规律。一方面，锂电池储能建设成本仍然保持着快速下降的趋势，到2025年其单位容量建设成本将接近抽蓄，达到900~1100元/千瓦时，到2030年其单位容量建设成本将全面低于抽蓄，达到500~700元/千瓦时。另一方面，符合电力系统应用需求的储能整机产品形态逐渐确立和迭代升级需要一定过程，用户掌握储能产品的整机性能和使用边界同样需要工程应用积累。“十四五”是储能产业由无序生长向健康发展转变的关键时期。所以，于2025年设置3000万千瓦的发展目标能够在储能技术经济性尚不具备充分优势时，通过规模化的工程应用实践全面提升其对于电网的适应性，而在2025至2030年，随着电化学储能技术经济性与电网适应性全面提升，其将广泛布局于源网荷各环节，装机规模届时有望超过1亿千瓦。国网青海电力员工正在观察共享储能交易数据。
不过，实现这样的目标并非易事。
根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，截至2020年年底，中国储能项目装机共计3480万千瓦，但除去传统的抽水蓄能，新型储能装机规模仅有330万千瓦，距离3000万千瓦的目标仍有较大差距。
这些年，储能的发展始终没能迎来“春天”。新事物普遍的“成长的烦恼”之外，储能产业因自身的独特性导致一些问题不容忽视。
一个是日益突出的安全问题。
电化学储能的安全隐患一直是悬在行业头上的一把利剑，在安全防控技术、管理标准等方面都存在欠缺，跟不上产业发展的速度。
随着储能热的兴起，特别是用户侧储能进入普通居民生活圈，解决这一问题愈加棘手且迫在眉睫。比如前不久出事的北京储能电站位于大红门集美家居市场内，整个供电范围包括办公区、商场、影城、医院、酒店等。可以预见，随着分布式新能源、电动汽车等的发展，用户侧储能将与我们的生活越来越近。
在安防标准方面，美国储能系统已经推出了安全标准UL9540，而目前国内在电芯安全性、储能电厂建设、安全评价消防等多方面的标准仍不完善。我国也尚未建立起包括储能本体制造商、储能系统集成商和运营业主的全产业链权责管理制度。
再一个是亟待完善的市场机制问题。
为储能设置安全门槛非常重要，但仅仅如此并不能为产业发展建立好的商业模式，最终可能导致扼住储能产业发展的喉咙，令投资者望而却步。
中国储能网一篇报告文章，当前我国的电力市场机制和价格机制不完善，储能的价值难以通过价格反映，导致在储能电站收益率有限的情况下，牺牲安全以求降低储能成本。
以电源侧为例，虽然已有20个省份发文鼓励或强制新能源企业在电源侧配储能，但由于投资成本回收路径不明确，新能源企业主动配储能的意愿不强，配置储能只是为了争取早日并网和争取更好的并网价格。
如今，储能行业低价竞争日趋激烈，但以牺牲安全换取的低价仍会反噬产业发展。中国电科院电池储能技术检验部主任官亦标公开表示，从储能国标及实际应用需求的角度看，现阶段所谓的低成本，是质量和安全没有保障的低成本。
这次指导意见针对这些问题开出了一些药方。
在安全方面，指导意见提出要健全储能技术标准及管理体系，特别是开展不同应用场景储能标准制修订，建立健全储能全产业链技术标准体系，以及建立储能设备制造、建设安装、运行监测的安全管理体系等。这些要求可以说是“保姆级”的。
在市场机制方面，指导意见首次从国家层面提出“明确储能独立市场主体地位”。这一表述相较2017年五部委联合发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》中“鼓励储能设备参与电力辅助服务市场”的说法，有了更明确的市场信号。虽然此前已有山西、江西、宁夏等省(区市)试水推进储能独立参与电力市场，但仍是地区性的。指导意见还提出“加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场”，健全相应的价格、项目激励机制等。这些都为储能行业健康的发展营造良好的市场环境。
此外，指导意见针对电源侧、电网侧、用户侧储能项目的建设及合理化布局都有所涉及。
在相关从业者都有些心慌意乱之时，这则指导意见的征求稿来得恰逢其时，给行业注入一针强心剂。但一个新事物、新行业的发展若想行得远，还得自立自强。
