2022年2月发布的《新能源储能“十四五”发展实施方案》提出，到2025年，新能源储能将从商业化初期进入规模化发展阶段，新能源储能将迎来重大发展机遇。作为新能源储能的主力军& mdash& mdash电化学储能技术相对成熟，需求旺盛，备受政策关注，市场前景广阔。
然而，陈郁发现，尽管前景看好，但中国的电化学储能产业仍有三大难点需要克服:
盈利能力& mdash& mdash成本还是要降，商业模式还不成熟。
技术壁垒& mdash& mdash市场需要多种时间尺度的新型储能技术。
安全检查& mdash& mdash安全事故频发，守住安全底线并不容易。
基于对储能行业的深入研究和对专家学者的调查访谈，结合陈郁***近完成的战略咨询项目的经验，本文还分享了电化学储能行业应如何克服三大难点:
如何提高盈利能力& mdash& mdash“降本增效创新商业模式”要两手抓
如何推动技术创新& mdash& mdash“试点建设与资本加持”的双重突破
如何解决储能安全问题& mdash& mdash“政府关注和行业自律”的双重协同
1.电化学储能刚刚突破商业化，即将进入规模化发展阶段。
中国的电化学储能产业起步于2000年。经过技术验证、示范应用和初步商业化三个阶段，目前正进入规模化发展阶段。可以预见的是，随着电化学储能项目的增加，技术水平将快速提升，标准体系将不断完善，***终形成较为完整的产业体系)。
截***2020年底，我国电化学储能累计装机容量3.3GW，占全部储能的9.2%，仅次于抽水蓄能的89.3%。尤其是2020年，全国新投产电化学储能项目***突破GW大关，达到1.6GW，分布在29个省市。同期，这一数字在全球的占比达到33.0%，超过了美国、欧洲、日本、韩国和澳大利亚的30.0%、23.0%、6.0%和3.0%。2021年，中国新规划、在建和投产的100 MW项目数量再次刷新纪录，达到65个。山东、湖南等省市相继启动大规模储能示范工程，产业发展蓬勃。
电化学能量存储能够在许多电能存储细分市场中脱颖而出有两个主要原因:
一、电化学储能同时具有较高的能量密度和功率密度，因此应用广泛。与飞轮储能、超级电容储能等电能存储方式相比，电化学储能技术多样，适用范围广，整体产业成熟度高，尤其是锂离子电池和铅酸蓄电池，已经进入商业化阶段。
二是双碳背景下的政策支持。在2021年7月***2022年2月不到一年的时间里，相关主管部门相继出台了《关于加快发展新能源储能的指导意见》、《新能源储能项目管理规范(暂行)》、《新能源储能项目管理规范(暂行)》等多项政策，推动新能源储能规模化、产业化、市场化发展。2022年2月***能源局、***发改委发布的《新能源储能“十四五”发展实施方案》明确将钠离子电池、固体锂离子电池列为重点攻关方向，将锂离子电池高安全性、规模化发展列为技术先导示范。还提议到2025年， 电化学储能技术性能将进一步提升，系统成本降低30%以上，从而加速新型储能的高质量、规模化发展。
预计“十四五”期间我国电化学储能总投资规模将超过2500亿元，年复合增长率14.5%；十五计划将延续这一增长趋势，预计这一时期的总投资规模将超过5000亿元，年复合增长率为17.6%。
第二，民企和国企同台竞争，活跃在电化学储能产业链的各个环节。
电化学储能的产业链包括:上游阳极材料、阴极材料、隔膜、电解质、结构件、电子元器件、变压器、电气设备等原材料；中游是储能系统的集成和安装，包括电池组、电池管理系统BMS、能量管理系统EMS、储能逆变器PCS等。下游包括发电侧的新能源电站、传统电站、电网侧的电网公司、用户侧的工商企业和城市居民。
原材料、设备、储能系统集成、安装等上中游细分市场的参与者以民营企业为主，集中度不高，竞争相对激烈。各方都在进行市场拓展和布局，如郭萱高科的核心研发磷酸铁锂电池，拟将储能业务发展成为占营收30%以上的支柱产业；杜南能源在铅酸电池中的分布由来已久，在通信储能方面也有很深的涉猎。目前正逐步扩展到家庭使用和电网储能。
下游储能电站的投资建设主要是央企和地方国企。比如2020年上半年，新能源+储能项目中标前十的企业中，国企占了80%的席位。央企和地方国企在电化学领域的布局思路可以分为“单干”和“合作发展”两种。以***电力投资公司和中国能源建设公司为代表的中央企业从自身优势出发，开展相关技术研究，培育储能业务。例如，中国能源建设总公司围绕储能技术和产业发展全力以赴，建立了“30·60”等创新平台 研究所和新能源储能创新研究所，并开展了新能源储能技术的示范工程和投资。以***能源集团、中国华电、三峡集团为代表的企业，从各自新能源业务对储能的需求出发，与储能设备公司当代安培科技股份有限公司签署战略协议，在新能源产业发展、智慧能源建设、储能技术和标准体系建设、国际业务拓展等方面深化合作。
第三，盈利、技术、安全、通关都是难啃的硬骨头。
虽然电化学储能行业正在进入规模化发展阶段，但从长期持续健康发展的角度来看，仍存在盈利能力不足、技术多元化发展、安全性进一步提高等问题有待解决。
盈利能力& mdash& mdash成本还是要降，商业模式还不成熟。
业内普遍认为，1.5元/Wh的系统成本是储能经济的拐点，特别是对于峰谷套利、新能源匹配等能源型应用。但由于目前储能收益模式有待完善，发电侧、电网侧、用电侧大多将储能视为导致成本增加的负担，在配置储能项目时均寻求低价以减轻负担，导致了近年来低价恶性竞争的窘境。例如，2021年中国储能项目平均中标价格为1.476元/Wh，盈亏平衡点以下的储能项目占50%，导致现阶段储能项目盈利能力不足。
此外，电化学储能的商业模式还不成熟。在主要应用领域，储能尚未形成稳定合理的盈利模式，储能参与市场交易的细节还是空白。现货市场如何与调峰市场融合，如何与辅助服务市场形成联动的机制尚未完善。如何识别储能的容量价值，如何建立合理的市场化容量补偿机制，也是亟待解决的问题。
技术壁垒& mdash& mdash市场需要多种时间尺度的新型储能技术。
市场需要多种时间尺度的新型储能技术。其中，短期储能定义为连续放电时间小于10小时的储能系统，难以满足电力系统灵活性的长期需求。与之相对应，长期储能是在额定功率下连续放电10小时以上的储能系统，可以实现跨日、跨月甚***跨季充放电循环，可用于长期储能，增加电力系统的灵活性。
目前锂电池是我国电化学储能的主力军，占2020年底电化学储能总装机容量的88.8%，非锂储能应用规模普遍较小。但锂电池是短期储能技术的代表，无法应对新能源发电和电网调峰等问题。长期储能凭借其周期长、容量大，可以在更长的时间维度上调节新能源的发电波动，因此需要突破更多时间尺度的新型储能技术。
安全检查& mdash& mdash安全事故频发，守住安全底线并不容易。
频繁的安全事故给电化学储能带来了很高的风险。据不完全统计，2011年***2021年的十年间，全球共发生50起储能电站火灾爆炸事故。国内***轰动的事故是2021年4月16日北京某储能电站爆炸事故，事故造成2名消防员牺牲，1名消防员受伤，电站1名员工损失，直接财产损失1660.81万元。
除了电池、BMS(电池管理系统)等常见诱因外，还有很多原因，比如分析某海外***两年内发生的23起储能安全事故，电池系统电气保护系统缺陷、运行环境问题(如结露严重、易接触大量灰尘)、安装质量问题、ESS集成控制保护系统缺陷、电池制造缺陷(如长期在恶劣环境下使用导致相应风险)都会威胁储能安全。因此，电化学储能安全是一个系统问题，涉及储能电池、电池管理系统、电缆线束、系统电气拓扑、预警和监控消防系统等。
三、直击前线:电化学储能行业应如何攻克三大难关
如何提高盈利能力& mdash& mdash“降本增效创新商业模式”要两手抓
降低电费可以从降低系统成本和增加循环次数入手。
储能通常涉及三个成本概念，即系统成本、动力成本和里程成本。其中，千瓦时成本和里程成本反映投资储能系统的综合成本，千瓦时成本=系统总成本/全寿命周期总发电量，主要反映储能发挥容量功能(如调峰、备用电源)的成本，单位为元/瓦时；里程成本=系统总成本/生命周期内总调频里程，主要反映储能用于调节功能(主要是调频)的成本，单位为元/w，目前电的成本应用较为广泛，数据具有可比性，因此本文主要分析电的成本。
可见，影响千瓦时电成本的关键因素是系统成本和周期次数，这也是行业目前努力的方向。就系统成本而言，主要由电池成本、PCS成本和BMS成本构成，所以降低系统成本主要从这三个方面入手，尤其是电池成本(根据BNEF计算，电池成本约占67%)。随着电池成本的快速下降，系统成本有望从2020年底的1.5元/Wh下降到2025年的0.84元/Wh。循环次数是降低千瓦时成本的另一个关键。磷酸铁锂电池的循环寿命通常在5000次左右，但也有企业取得了一些突破，如当代安普科技有限公司宣布研发出循环寿命超过10000次的磷酸铁锂电池。
创新商业模式，实现储能共享或多能互补。
模式一:共享储能是探索新模式、提高盈利能力的突破口。共享储能是在电网侧、电源侧和用户侧优化配置储能电站资源，交由电网统一协调，促进源网负荷各端储能能力充分释放，从而通过一对n的方式盘活储能市场。截***2021年底，共有84个共享储能项目备案或公示，主要分布在内蒙古、湖北、山西、宁夏、甘肃等9个省份，项目总规模超过12GW/24GWh。与此同时，单个共享储能项目的规模越来越大。目前7个项目规模达到了1 GW。
共享储能优势突出，可以更经济地满足各方诉求:对于新能源企业而言，共享储能降低了新能源配套储能的建设成本，节省了储能设施的日常运维成本，可以充分享受储能在电网侧的峰谷电价差收益；对于电网企业而言，多点集中式中大型储能站将有利于配电网加固和电网科学消纳新能源；对于储能企业来说，共享储能有利于促进储能形成独立的辅助服务商身份。但需要注意的是，共享储能还存在很多问题:一是机制问题， 而储能的大部分好处都依赖于行政文件。为了在现货电力市场中共享储能，需要明确结算机制和输配电价核算机制。第二是技术问题。共享储能的前提是明确交易中存储电能的来源主体和收益来源，这就需要提高共享储能中的信息整合能力。
模式二:推进风光(水、核、火、氢)与储能一体化工程，实现多能互补。众所周知，新能源发电项目普遍存在消纳问题，急需匹配储能电站。与此同时，储能电站的发展也面临许多问题。比如抽水蓄能电站建设受站址资源条件制约，其他新能源蓄能电站在没有电价政策支持的情况下进展甚微。因此，通过推广一体化项目，将风电、光伏、水电、核电、火电、氢能和储能结合起来，利用风电和光伏发电的利润。
因其具有促进消费、弥补亏损等多重优势，多能互补一体化项目遍地开花。在各省市出台的“十五”能源发展规划中，强调建设多能互补一体化大基地工程。华能、中国能建、大唐、三峡集团等企业在该市场占据重要地位。
如何推动技术创新& mdash& mdash“试点建设与资本加持”的双重突破
各级政府积极推进示范试点工程建设。
目前电化学储能的所有技术路线中，锂离子电池占主导地位，累计装机容量***大，而铅碳电池、钠硫电池、液流电池等非锂电化学储能规模普遍较小。值得注意的是，这些电池具有不同的性能，可以应用于不同的场景，如铅碳电池，主要用于电能质量调节、USP和可靠性频率控制。虽然循环寿命短、能量密度低、污染等问题突出，
正因为如此，各级政府通过推进示范试点工程建设，支持各种技术路线的多元化发展。目前在东北、西北、华东地区都有一些在建项目，将锂电池、液流、铅储能、液流+压缩气路线等技术应用到发电侧和电网侧。
随着资本的进入，对新能源储能技术的关注持续升温。
近年来，资本市场对储能科技公司的关注度也持续升温。与2020年相比，2021年储能行业融资额增长238%，达到250亿。这些资金主要来自风险投资、发电集团、电网公司、光伏企业、地方政府和IPO。从投资方向看，这些投资者继续看好前瞻性储能技术，如钠离子电池、液流电池、压缩空气储能、氢能等。比如2021年3月26日，中科海纳宣布完成a轮1亿元融资。投资方为梧桐树资本，资金将用于建设年产2000吨钠离子电池正负极材料生产线。
如何解决储能安全问题& mdash& mdash需要“政府重视和行业自律”双重协同
政府颁布了一些政策来执行监管和规范标准。
各级政府历来高度重视储能安全，特别是北京“4.16”事故发生后。相关政策不断出台:如2021年8月，***发改委、***能源局发布《电化学储能电站安全管理暂行办法(征求意见稿)》；2021年9月，***标准委开始编制《电能储存系统用锂电池和蓄电池强制性***标准安全要求》；2021年11月，工信部发布《锂离子电池行业规范(2021年版)》；而2022年1月，北京。
在落实监管制度方面，《电化学储能电站安全管理暂行办法》明确提出，形成储能电站从规划、准入、产品制造、设计、施工验收、并网调度、运行维护、退役的监管体系；同时明确了相关部门和相关主体的责任，确保储能从业者严格遵守产业发展的安全底线，有法可依。
在规范和标准方面，“十四五”新能源储能发展实施方案明确提出，加快制定安全相关标准，针对不同技术路线的新能源储能设施，研究制定涵盖电气安全、组件安全、电磁兼容、功能安全、网络安全、能源管理、运输安全、安装安全、运行安全、退役管理等方面的综合安全标准。细化储能电站并网类型和应用场景，完善并网系统安全设计、测试验收和应急管理。
第四，企业在储能安全领域也在加码，取得更多突破。
据不完全统计，2022年以来，南方电源、袁晶能源、科陆电子等国内30多家企业在储能安全领域有了新动作，从选材、设计到运维等阶段开始，涵盖电池选材安全、模块设计安全、电气选择安全、电池管理系统级安全、热平衡管理安全、消防系统安全措施等。(注:原文已删除)
原标题:电化学储能进入规模化发展阶段仍面临三大难点突破。
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