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2022年2月印發的《“十四五”新型儲能發展實施方案》提出：到2025年，新型儲能由商業化初期步入規?；l展階段，新型儲能就此迎來重大發展機遇。作為新型儲能主力軍——電化學儲能，技術相對成熟、需求相當旺盛，備受政策關注，擁有廣闊的市場前景。
然而辰于發現，前景看好的同時，我國電化學儲能行業還有三大難關要闖：
盈利關——成本還需降低，商業模式尚不成熟
技術關——市場需多時間尺度的新型儲能技術
安全關——安全事故頻發，守住安全底線不容易
基于對儲能行業的深入研究及專家學者的調研訪談，結合辰于近期完成的戰略咨詢項目經驗，本文也分享了電化學儲能行業應如何跨越三大難關：
如何提升盈利水平——“降本增效和創新商業模式”雙手抓
如何推進技術創新——“試點項目建設與資本加持”雙突破
如何解決儲能安全問題——“政府重視和行業自律”雙協同
一、電化學儲能剛剛突破商業化，即將進入規模化發展階段
我國電化學儲能行業起步于2000年，歷經技術驗證、示范應用、商業化初期三個階段后，當前正進入規?；l展階段，可預見的是，隨著電化學儲能項目增加，技術水平將快速提升、標準體系將不斷完善，最終形成較為完整的產業體系)。
截至2020年底，全國電化學儲能累計裝機規模3.3GW，占全部儲能的比重為9.2%，僅次于抽水蓄能的89.3%，尤其是2020年，我國新增投運的電化學儲能項目首次突破GW大關，達到1.6GW，分布地區遍布在29個省市；同期這一數字占全球的比重達到33.0%，超過美國、歐洲、日韓、澳大利亞的30.0%、23.0%、6.0%和3.0%；2021年，我國新增規劃、在建、投運百兆瓦級項目的數量再次刷新歷年紀錄，達到65個，山東、湖南等多省市連續落地大型儲能示范項目，產業發展一片欣欣向榮。
電化學儲能之所以能夠在眾多電儲能細分市場中脫穎而出，主要有兩個原因：
一是電化學儲能同時具有較高的能量密度和功率密度，應用廣泛。與飛輪儲能、超級電容儲能等其他電儲能方式相比，電化學儲能技術多樣，適用性廣泛，整體產業成熟度較高，尤其是鋰離子電池和鉛酸電池，均已進入商業化階段。
二是雙碳背景下的政策支持。2021年7月至2022年2月不到一年的時間內，相關主管部門就先后出臺了《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》、《新型儲能項目管理規范(暫行)》、《新型儲能項目管理規范(暫行)》等多項政策，推動新型儲能規模化、產業化、市場化發展。國家能源局和發改委2022年2月印發的《“十四五”新型儲能發展實施方案》明確將鈉離子電池、固態鋰離子電池列入攻關重點方向，將鋰離子電池高安全規模化發展列入技術試點示范，并提出到2025年，電化學儲能技術性能進一步提升，系統成本降低30%以上，以加快推動新型儲能高質量規?；l展。
經測算，辰于預計“十四五”期間我國電化學儲能的總投資規模將超過2500億元，年復合增長14.5%；“十五五”將延續這一增長態勢，預計這一期間的總投資規模將突破5000億元，年復合增長17.6%。
二、民企、國企同臺競技，活躍在電化學儲能產業鏈各環節
電化學儲能的產業鏈包括：上游的正極材料、負極材料、隔膜、電解液、結構件、電子元器件、變壓器、電工器材等原材料；中游是儲能系統集成、安裝，包括電池組、電池管理系統BMS、能量管理系統EMS、儲能逆變器PCS等；下游包括發電側的新能源電站、傳統電站，電網側的電網公司，以及用戶側的工商企業及城鎮居民等。
上、中游的原材料、設備、儲能系統集成、安裝等細分市場的參與者主要是民營企業，且集中度不高，競爭相對激烈，各方均處于市場拓展和布局中，例如國軒高科核心研發磷酸鐵鋰電池，規劃將儲能業務發展成占比超30%營收的支柱型產業；南都能源長期布局于鉛蓄電池，深耕通信儲能，目前逐漸向戶用、電網儲能拓展。
下游儲能電站的投資建設以央企、地方國企為主，例如2020年上半年新能源+儲能項目中標數量排前十位的企業，國企占據了八成席位。央企、地方國企在電化學領域的布局思路可分為“單打獨斗”與“合作發展”兩種：以國家電投和中國能建為代表的央企，從自身優勢出發，開展相關技術攻關、培育儲能業務，例如中國能建圍繞儲能技術和產業發展全面發力，建立“30·60”研究院、新型儲能創新研究院等創新平臺，開展儲能新技術示范項目及“投建營”一體化項目建設；以國家能源集團、中國華電、三峽集團為代表的企業則從自身新能源業務對儲能的需求出發，與儲能設備企業寧德時代簽署戰略協議，在新能源產業發展、智慧能源建設、儲能技術與標準體系建設、國際業務拓展等方面深化合作。
三、盈利關，技術關，安全關，關關都是難啃的硬骨頭
盡管電化學儲能行業正進入規模化發展階段，但從長期可持續健康發展來看，還需要解決盈利性不足、技術尚未多元化發展、安全性有待進一步提升等問題。
盈利關——成本還需降低，商業模式尚不成熟
業內一般認為，1.5元/Wh的系統成本是儲能經濟性的拐點，特別是對于峰谷套利、新能源配套這類能量型的應用，但調研發現，由于目前儲能收益模式有待完善，發電側、電網側、用電側大多將儲能視為導致成本增加的負累，配置儲能項目時都尋求低價以減少負擔，導致近年一些儲能項目陷入低價惡性競爭的困局。例如2021年我國儲能項目整體的中標價格平均為1.476元/Wh，低于盈虧平衡點的儲能項目占比達50%，導致現階段儲能項目盈利性仍然不足。
另外，電化學儲能的商業模式也還不成熟，在主要應用領域，儲能還未形成穩定、合理的收益模式，儲能參與市場交易的細則尚處空白，現貨市場如何與調峰市場融合、如何與輔助服務市場形成聯動的機制尚未完善，如何對儲能的容量價值予以認定、如何建立合理的市場化容量補償機制的問題也亟待解決。
技術關——市場需多時間尺度的新型儲能技術
市場需要多時間尺度的新型儲能技術，其中短時儲能定義為持續放電時間低于10小時的儲能系統，難以滿足長期的電力系統靈活性需求，與之對應，長時儲能是在額定功率下連續放電10小時或以上的儲能系統，可實現跨天、跨月，乃至跨季節充放電循環，可用于長時間能源儲存，增加電力系統的靈活性。
目前鋰電池是我國電化學儲能的主力，截至2020年底，占電化學儲能累計裝機規模的比重高達88.8%，非鋰電儲能應用規模普遍較小，然而，鋰電池是短時儲能技術的代表，在應對新能源發電、電網調峰等問題時顯得力不從心，長時儲能則可憑借長周期、大容量特性，在更長時間維度上調節新能源的發電波動，因此更多時間尺度的新型儲能技術亟待突破。
安全關——安全事故頻發，守住安全底線不容易
安全事故頻發給電化學儲能帶來了較高風險。據不完全統計，2011年-2021年10年間，全球共發生50起儲能電站起火爆炸事故。在國內最引起轟動的事故是2021年4月16日北京某儲能電站爆炸，導致2名消防員犧牲，1名消防員受傷，電站內1名員工失聯，火災直接財產損失1660.81萬元。
除電池及BMS(電池管理系統)等常見誘因外，還有多方面原因，例如，分析某海外國家兩年內的23起儲能安全事故發現，電池系統的電氣保護系統缺陷、運行環境問題(如結露嚴重并且容易暴露在大量灰塵中)、安裝質量問題、ESS集成控制和保護系統缺陷、電池制造缺陷(如長時間在惡劣環境下使用會帶來相應風險)等都會對儲能安全產生威脅，由此可見，電化學儲能安全是一個系統性問題，涉及儲能電池、電池管理系統、電纜線束、系統電氣拓撲結構、預警監控消防系統、運行環境、安全管理等多方面。
三、直擊前線：電化學儲能行業應如何跨越三大難關
如何提升盈利水平——“降本增效和創新商業模式”雙手抓
降低度電成本可從降低系統成本與提高循環次數入手
儲能通常會涉及三種成本概念，即系統成本、度電成本和里程成本。其中，度電成本和里程成本反映的是投資儲能系統所需的綜合成本，度電成本=系統總成本/生命期總發電量，主要反映儲能發揮容量功能(如調峰、備用電源)的成本，單位為元/Wh；里程成本=系統總成本/生命期總調頻里程，主要反映儲能發揮調節功能(主要為調頻)的成本，單位為元/W。當前，度電成本應用更加廣泛，數據具有可比性，本文因此主要分析度電成本。
可見，影響度電成本高低的關鍵是系統成本和循環次數，這也是行業目前努力的方向。就系統成本而言，主要由電池成本、PCS成本、BMS成本構成，因而降低系統成本主要從這三方面著手，尤其是電池成本(據BNEF測算，電池成本占67%左右)。隨著電池成本的快速下降，系統成本有望從2020年底的1.5元/Wh下降至2025年的0.84元/Wh。循環次數是降低度電成本的另一大關鍵，磷酸鐵鋰電池的循環壽命通常在5000次左右，而目前部分企業已有所突破，如寧德時代宣布研發出循環壽命10000次以上的磷酸鐵鋰電池。
創新商業模式，實現儲能共享或多能互補
模式一：共享儲能是探索新模式、提升盈利水平的一大突破。共享儲能是以電網為紐帶，將獨立分散的電網側、電源側、用戶側儲能電站資源進行全網的優化配置，交由電網進行統一協調，推動源網荷各端儲能能力全面釋放，從而通過1對N的方式盤活儲能市場。截至2021年底，共有84個共享儲能項目通過備案或公示，主要分布在內蒙古、湖北、山西、寧夏、甘肅等9個省份，項目總規模超12GW/24GWh。同時，共享儲能單個項目規模也越來越大，目前已有7個項目規模達到1GWh。
共享儲能的優點突出，能夠更加經濟的滿足各方訴求：對于新能源企業而言，共享儲能降低了新能源配套儲能的建設成本，節省了儲能設施的日常運維成本，而且還能充分享受到電網側儲能峰谷電價差收益；對于電網企業而言，多點位集中式的中大型儲能站將有利于配電網的補強、有利于電網對新能源的科學消納；對于儲能企業而言，共享儲能有利于促進儲能形成獨立的輔助服務提供商身份。不過需要注意的是，共享儲能還存在諸多問題：其一是機制問題，儲能收益大多依賴于行政文件，要想共享儲能在電力現貨市場中，靈活快速調節、充分實現蓄水池的作用，還需要明確結算機制、輸配電價核算機制等；其二是技術問題，共享儲能的前提是明確交易中存儲電量的來源主體以及收益來源，這需要提升共享儲能中的信息化融合能力。
模式二：推進風光(水核火氫)儲一體化項目，實現多能互補。眾所周知，新能源發電項目普遍存在消納難題，亟需儲能電站配套，與此同時，儲能電站的發展也面臨諸多難題，例如抽水蓄能電站建設受站址資源條件的制約，其他新型儲能電站在缺乏電價政策的支持下幾無進展，因此，通過推進一體化項目，將風電、光電、水電、核電、火電、氫能、儲能等結合，利用風電、光電等發電的利潤空間來彌補儲能和光熱發電的虧損，增加系統儲能和調節電源的容量，從而改善新能源發電的消納。
由于具有促消納、補虧損等多重優勢，多能互補一體化項目正遍地開花。各省市發布的十四五能源發展規劃中，都在強調多能互補及一體化大基地項目建設，華能、中國能建、大唐、三峽集團等企業在這一市場占據了重要位置。
如何推進技術創新——“試點項目建設與資本加持”雙突破
各級政府積極推進示范試點項目建設
當前，在電化學儲能所有技術路線中，鋰離子電池占主導地位，累計裝機規模最大，非鋰電化學儲能，如鉛碳電池、鈉硫電池、液流電池等規模普遍偏小，值得關注的是，這些電池的性能各有千秋，可應用不同場景，如鉛碳電池主要應用于電能質量調節、USP和可靠性頻率控制，盡管循環壽命短、能量密度低、會造成污染等問題突出，但同時具有技術成熟、成本低等優勢。
正因為此，各級政府通過推進示范試點項目建設，支持各種技術路線的多元發展。目前，東北、西北、華東等地均有一些在建項目，將鋰電、液流、鉛蓄、液流+壓縮氣路線等技術應用到發電側、電網側等領域。
資本入場，對新型儲能技術的關注持續升溫
近年來，資本市場對儲能技術企業的關注也在持續升溫。與2020年比， 2021年儲能行業的融資金額增長238%，達到250億，這些資金主要來源于風險投資、發電集團、電網公司、光伏企業、地方政府、IPO等。從投資方向看，這些投資方持續看好前瞻性儲能技術，如鈉離子電池、液流電池、壓縮空氣儲能、氫能等，例如2021年3月26日，中科海鈉宣布完成億元級A輪融資，投資方為梧桐樹資本，資金將用于搭建年產能2000噸的鈉離子電池正、負極材料生產線。
如何解決儲能安全問題——需“政府重視和行業自律”雙協同
政府出臺多項政策落實監管、規范標準
各級政府一直都高度重視儲能安全問題，尤其北京“416”事故發生以后，連續出臺相關政策：如2021年8月發改委、國家能源局發布了《電化學儲能電站安全管理暫行辦法》(征求意見稿)、2021年9月國家標準委啟動編制強制性國家標準《電能存儲系統用鋰蓄電池和電池組安全要求》、2021年11月工信部發布了《鋰離子電池行業規范條件(2021年本)》等，2022年1月北京市也發布了地方標準《電力儲能系統建設運行規范》。
在落實監管體系方面，《電化學儲能電站安全管理暫行辦法》明確提出要形成從規劃、準入、產品制造、設計、施工及驗收、并網調度、運行維護及退役儲能電站全生命周期的監管體系；同時明確各相關部門及各相關主體的責任，確保儲能從業者嚴守產業發展安全底限有法可依。
在規范標準方面，《十四五新型儲能發展實施方案》明確提出要加快制定安全相關標準，針對不同技術路線的新型儲能設施，研究制定覆蓋電氣安全、組件安全、電磁兼容、功能安全、網絡安全、能量管理、運輸安全、安裝安全、運行安全、退役管理等全方位的安全標準；細化儲能電站接入電網和應用場景類型，完善接入電網系統的安全設計、測試驗收、應急管理等。
四、企業也在加碼布局儲能安全領域，多點突破
據不完全統計，2022年以來，國內已有30多家企業，包括南部電源、遠景能源、科陸電子等在儲能安全領域有新動作，從選料、設計到運維等各階段入手，覆蓋電芯選料安全保障、模塊設計安全保障、電氣選型安全保障、電池管理系統級安全保障、熱均衡管理安全保障、消防系統安全措施等環節。(注：原文有刪改)
原標題：電化學儲能步入規?；l展階段，仍面臨三大難關要闖
