中国储能网讯：9月7日，由工业和信息化部节能与综合利用司、国家能源局能源节约和科技装备司与浙江省能源局联合指导，中国化学与物理电源行业协会联合232余家机构共同支持的第十二届中国国际储能大会在杭州洲际酒店召开。
大会以“共创储能新价值，共建市场新格局”为主题，聚焦新型储能安全持续发展，针对储能产业面临的机遇与挑战等重点、热点、难点问题展开充分探讨，分享可持续政策机制、资本市场、新型储能系统集成技术、供应链体系、商业模式、标准、示范项目应用案例、新产品以及解决方案的普及和深化应用。
会议现场
大会组委会邀请到4位中国工程院院士和欧盟科学院院士、行业顶尖专家及龙头企业代表，通过主旨演讲、圆桌论坛、嘉宾对话等深入交流探讨。
本次大会由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会、中国科学院电工研究所储能技术组和中国储能网联合承办。
中国化学与物理电源行业协会秘书长刘彦龙在致辞中表示，据储能应用分会统计，2021年我国储能生产制造产业链日趋完善，市场规模达500-600亿元，比2020年增长120%以上，显示了旺盛的生命力；同时在研发创新领域，2019年、2020年和2021年储能行业研发强度分别达到12.64%、18.71%和15.64%。相比国家主体及其他行业，储能行业的研发力度显著提升，充分体现了储能企业对创新的高度重视和行业发展潜力的认同。
刘彦龙表示，产业的快速发展，离不开政策机制的强有力推动，国家发改委、国家能源局等部门先后发布了《“十四五”新型储能实施方案》、《十四五能源领域科技创新规划》、《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》以及九部门联合发布的《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022—2030年）》等，无不把储能作为重点关注对象予以大力支持和呵护。地方出台的政策也同样是给力，中国储能市场有望从电源侧、电网侧、用户侧，乃至未来的负荷端释放巨大的能量，为双碳目标的践行贡献自身力量。
刘彦龙指出，逆全球化潮流涌动，最近美国总统签署的《2022芯片与科学法案》和《2022削减通胀法案》更是双管齐下，一是从最上游的芯片实行卡脖子，我们的电池储能系统上游芯片供应势必被动，二是妄图设定美国版“动力电池白名单”打压竞争对手，从电池关键矿物原料来源地和电池关键部件制造地两方面进行限制，并使用“敏感实体”排除条款予以阻击，我们的电池出口将明显受限。而全球将兴起的碳足迹又将从供应链端对储能产业施压，尽管目前碳足迹标准全球还未统一定义，但基于全产业链考量和未来发展，碳足迹管理不容回避，我们储能行业及企业都要未雨绸缪，予以重点关注和探讨，积极向绿电低碳方向发展。
工业和信息化部节能与综合利用司副司长丁志军在致辞中表示，储能是促进高比例利用可再生能源支撑新型电力系统建设的重要技术和基础设备，对促进工业节能和绿色低碳发展，实现双碳目标具有重要的意义。同时，储能包括氢能等新兴产业产业链长、渗透面广，带动性也强，不仅推动能源行业深度变革，也为制造业今后的发展带动了新的增长点。所以工业能效提升行动计划明确提出大力发展高效储能等新能源装备，积极推进新型储能技术产品在工业领域的应用。根据国际可再生能源署的预计，到2050年全球的储能规模将达到90亿千瓦时，下一步工信部将贯彻落实工业能效提升行动计划，把发展储能产业作为工业领域高比例的应用可再生能源、优化能源结构、加快绿色高质量发展的重要举措。
丁志军指出，加快关键技术装备研发推广，大力促进储能成本的下降和规模化的应用，助力实现碳达峰和碳中和目标，我们重点将做好以下几个工作：
一是培育壮大储能产业。遴选发布工业和信息化领域节能技术装备产品目录，推广一批大规模、长周期、低成本的储能技术，提升新型储能电池产业化水平。充分利用现有的资金渠道、首台（套）重大技术装备保险补偿机制等，推动前瞻性、系统性、战略性光电技术和核心基础零部件和元器件先进基础工艺等研发应用，加快关键材料模块系统的规模化推广。
二是拓展储能应用范围和场景。我们将支持工业企业和园区建设集储能、信息化管控、分布式可再生能源等功能为一体的绿色工业的微电网，加快建设储能+可再生能源，探索利用锂离子电池、氢储能、飞轮储能等作为5G基站、数据中心等新兴领域的多元化储能和备用电源的装置，积极推广应用动力电池批次利用产品，推动飞轮储能等技术在高品质的备用电源自动能源回收系统、智能电网调频调幅等领域开展示范应用。
三是积极推进政策协同，强化顶层设计和规划引领。部署高效储能材料技术创新和产业化应用等重点工作，实施工业节能和绿色的标准行动，支持实施一批储能、氢能等领域的标准研究项目，实施锂离子电池等行业规范条件，加快制修订锂电的安全等关键标准，积极构建储能电池全生命周期管理，研究建立溯源管理机制。
国家能源局能源节约和科技装备司能效与储能处处长徐梓铭在致辞中表示，储能在双碳目标实现的各个环节中，已经被世界各国达成共识。一方面，国家发展改革委等相关部门一年出台了相关的政策文件，包括《加快推进新型储能发展实施指导意见》等等一系列的文件，加快构建储能技术、市场和政策等多轮驱动的发展格局。在各部门、各地、各产业环节中，我国新型储能发展呈现出五个方面的特征：
一是技术快速进步。在工业密度、循环寿命方面大幅提升，安全防控技术和措施不断完善，液流、飞轮和多种储能得到充分性的发展，并进入规模化的示范应用阶段。
二是成本快速下降。根据相关行业分析，2010年以来，以锂离子电池为主流的储能电池成本持续下降，可以说超过了80%。
三是场景应用丰富。供输配用等各个环节涵盖30多个场景，同时在不断扩大应用的方面。
四是社会投资积极性高。各类投资主体纷纷加入，资本市场活跃，新型储能领域的国内企业快速增长。
五是产业体系逐步形成。全产业链专业化逐步完备，初步建立的新型储能的多元体系，可以说为我国新型储能的规模化、产业化发展，以上工作奠定了良好的基础。
徐梓铭指出，我们在看到成绩的同时，也都共同地认识到，为实现双碳目标提出的高标准、高要求，新型储能发展仍需要做好一定的工作，在性能提升、降低成本、完善相关的制造工艺、提升安全防控等等方面仍需要做好工作。所以说，我们也将在坚持创新驱动发展战略，推动新型储能在创新中发展，在发展中实现创新工作，下一步工作重点围绕的四个方向展开：
一是要持续开展对新型储能发展的政策研究和规律的发现。近期，我们也组织开展了2022年度储能课题研究，围绕发展战略、技术创新、安全标准、应用场景、市场机制等七个方面安排了15个研究方向，目前也完成了项目的评审工作，确定了28家成员单位作为牵头单位，并通过联合参与方式确定了差不多100家的参与单位。同时，我们再会同国际组织、行业协会以及一些金融机构，也在不断开展为提高各类主体的相关政策研究。下一步，我们也加强对相关项目的督导工作，加强成果的应用。
二是要加大专业人才队伍的建设。近期，我们会同教育部、国家发展改革委印发了《关于实施储能技术国家急需高层次人才培养专项的通知》等一系列文件，推动储能领域的技术、产业、教育相融合发展，创新人才培养，强化企业在技术创新中的指导作用，促进教育链、人才链、产业链深度融合，加快构建产学研用协同创新体系。
三是积极开展试点示范工作。扎实推进“十四五”新型储能发展实施方案的相关重点任务部署，聚焦各类型典型应用场景，密切关注多元化技术路线。坚持稳步推进，分批实施的原则，开展新型储能的试点示范工作。同时，我们也要鼓励各省、市、地区开展具有本地区特点的区域试点示范，通过试点示范带动新型储能产业技术进步和产业升级，完善产业链，增强产业竞争力。
四是加强经验总结分享。今年上半年，我们组织建设全国新型储能大数据平台，现已正式上线运行。该平台旨在加强全国新型储能行业的情况分析、管理和项目跟踪，建立经验分享的交流平台，支撑制定更加精准、准确的产业发展政策。同时，我们鼓励地方政府、企业、金融机构和相关技术研究机构，充分利用现有的协会等相关平台或者通过建立发展基金、创新联盟，优化创新资源分配，推动技术的产业化模式创新。
中国工程院院士、重庆大学教授潘复生在《潜力巨大的镁基储能材料》主题报告中重点介绍了新一代储能材料与装备的极端重要性，镁基储能材料储能特点及前景以及镁基储能材料与装备应用场景。
潘院士表示，新一代储能材料必须在确保安全的同时，兼顾资源丰富和环境友好两类特性。镁既是高效、安全的储氢材料，也是环保高密度的安全电池材料。
他表示，大规模应用可再生能源来实现能源转型，是实现双碳目标的关键。由于风电、光电等可再生能源的不稳定性，无法大规模并网，导致装机容量大幅增长的同时，使用效率反而降低，低谷电浪费现象十分严重。
潘复生称，缺乏低成本、安全可靠的储能技术，已经成为完成能源转型，以及解决低谷电浪费现象的最大瓶颈。
他提出，相比于锂，镁基储能材料具有资源储量丰富、成本低和安全性能高的优势，是极具潜力的新一代储能材料。
潘复生认为，镁有非常好的储能特性，既是高效、安全的储氢材料，也是环保且高能量密度的电池材料。
氢气储存运输是氢能发展的关键问题。氢难以常温常压储存，目前储存使用的高压气瓶或是低温业态，均难以保证安全。
潘复生指出，镁是所有固态储氢材料中，储氢密度最高的金属材料，达到气态氢密度的1000倍，液态氢的1.5倍。同时由于镁储氢是常温常压，所以安全性远高于高压气态和液态储氢。
十年前，镁冶炼过程的环保问题还较为严重，但潘复生表示，2015年之后，镁在冶炼、制造、应用及回收过程中，污染排放都小于铝合金，已经成为真正的先进绿色材料。
潘复生所在的重庆大学团队目前正在开发一种低成本、高电压、长寿命的镁电池正极材料。该产品循环寿命可以达到1万次，能量密度超过500 Wh/kg，而成本只有磷酸铁锂的一半。
潘复生还提到，近几年镁基储氢的论文篇幅明显增多，部分技术问题正在被攻克，已走在工程化的前沿。中国在镁储能材料等领域的研发处于领先水平，在发展镁产业方面具有国际话语权、显著的技术优势和巨大的市场需求。
潘复生介绍称，采用锂电池的电化学储能，面临的资源短缺、安全性低、污染等问题目前还没有根本解决。
他认为，锂电池在能量密度提高和安全性提升之间，存在天然矛盾。国家能源局今年6月发布的《防止电力生产事故的二十五项重点要求(征求意见稿)》中明确，中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池。
为此，许多企业正着手研发安全性能更高的半固态、固态锂电池，但资源短缺、成本高的问题仍难以解决。他直言，“锂电池的资源短缺保守估计要15年。”
潘复生进一步解释称，目前国内三分之二的战略性矿产资源储量不足，但镁矿资源却非常丰富，占到全球的70%。
浙江省发改委党组成员、省能源局局长周卫兵在致辞中表示，随着碳达峰、碳中和目标的提出，我国基于大型火电、水电、核电等可控电源设计的传统电力系统，正在向消纳高比例风电、光伏等新能源的新型电力系统转变。新型储能作为构建新型电力系统中关键技术与核心装备，能够促进新能源和外来电消纳，促进源网荷协调互动，提升电力系统灵活性调节能力。可以说，发展建设新型储能，对于推动能源绿色低碳转型，保障能源安全，实现双碳目标，具有重要意义。同时，发展新型储能也是打造能源产业新业态、开启经济增长新引擎的重要抓手，在当前加快构建新发展格局的背景下，加速新型储能产业布局，迎来重大机遇期。
周卫兵指出，浙江是能源消费大省，今年实际最高电力需求已达10860万千瓦，远超德国、法国用电水平；同时当前正在创建国家清洁能源示范省，大力发展新能源产业， 预计“十四五”期间，浙江电力需求和新能源装机仍将保持较快增长。浙江省发展新型储能空间广阔、大有可为。
周卫兵表示，“十三五”期间，浙江省已在电化学储能的技术研发、装备制造等方面积累了一定的基础。技术研发方面，省内拥有储能相关的南都电源国家认可实验室、国家动力及储能电池产品质量检验中心，以及高等院校产学研合作平台，具备新型储能核心技术研发能力。装备制造方面，省内已初步形成产业集群，拥有南都电源、万向集团、天能集团、中恒电气、恒龙等一批具有行业竞争力的优势企业。应用实践方面，浙江省在“十二五”初期即开始了储能应用场景的探索实践。在2011年建设的舟山东福山岛，风、光、柴、储微电网项目中，通过电化学储能与源、网、荷一体化运行，提出了离网海岛供电新模式。近年来，浙江省已成功实施了一批电网侧、用户侧储能项目，应用场景不断丰富。
周卫兵指出，浙江省抓住这个新型储能发展的重要战略机遇期，积极摸索实践，发挥浙江特色，已基本形成新型储能发展的支持政策体系。一是出台分时峰谷电价政策，峰谷价差扩大至4:1，为用户侧新型储能项目，提供了良好的运营环境；同时，浙江省作为现货市场试点省，在开展现货市场试运行时将储能纳入参与模拟结算，为后续市场机制完善积累了经验。二是印发了《浙江省“十四五”新型储能发展规划》，明确 “十四五”期间建成300万千瓦左右新型储能的发展目标，并提出开展试点示范、完成体制机制、规范行业管理、加大政策扶持等多项重点任务。三是印发《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》，出台了电网侧示范项目的容量补贴政策，并遴选了第一批34个新型储能示范项目，装机规模151万千瓦左右；目前已有电源侧的浙能乐电1、2号机组电化学储能调频项目，电网侧的萧山发电厂电化学储能电站项目和上虞35kV直挂式储能项目，以及一批用户侧项目建成投产，成效明显。
周卫兵指出，当前，新型储能已逐步进入商业化、规模化发展阶段，为进一步推动行业健康有序发展，浙江省将多措并举、综合施策：一是加快推进新型储能工程实践。支持企业积极开展多元储能技术路线研究应用，加快推动示范项目建设投产，探索创新商业模式，及时总结运行成效，建立完善技术标准体系。二是完善新型储能相关政策机制。推动有关部门协同配合、形成合力，建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，研究出台新型储能项目管理办法。三是推动新型储能与数字化融合发展。研发构建新型储能管理平台，开展新型储能项目全流程动态管理，加强全生命周期安全管控。四是加强新型储能产业合作。
中国能源建设集团科技信息装备事业部总经理裴爱国在致辞中表示，储能是“双碳”背景下构建以新能源为主体的新兴电力系统核心的支撑技术。大家都知道2021年9月份，国家能源局发布了《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》，今年2月份国家发改委能源局又正式印发了《“十四五”新型储能发展的实施方案》，以上两个规划都是首次作为单行的规划发布，这标志着我们国家储能行业进入了快车道。抽水蓄能方面，明确提出了在“十四五”到“十六五”期间要重点实施项目的总装机规模达到4.21亿千瓦，中长期储备的项目规模是3.05亿千瓦；在新型储能方面，大家都知道在2020年底我们国家只有300万千瓦的装机，但是我们预计在“十四五”末2025年底总需求将达到3000万，应该说五年要增长10倍。我们也预测到2030年将进一步增加到1.5亿千瓦左右，到2050年可能要增加到超过10亿千瓦，这是非常巨大的一个市场空间。
在新型储能发展的实施方案中，明确地提出了新的技术创新方向，特别提出要构建以企业为主体、市场为导向、产学研相结合的储能技术的创新体系，要加快推动成本下降、安全提升、效率提升，实现新型储能的规模化的应用。
今年5月份，国家发改委又牵头制定了《进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，主要是着力破解新型储能利用率比较低、成本疏导难等瓶颈问题，针对性地提出了充电电量不承担输配电价等政策措施，主要还是细化了新型储能调度运行和管理的要求，进一步明确了新型储能的市场主体地位。
中国工程院院士、中国科学院物理所研究员陈立泉在《能源现状与电池储能》主题报告中指出，能源互联网有五大特征：可再生、分布式、互联性、开放性、智能化。可再生能源是能源互联网的主要来源，它具有间歇性、波动性，传统的能源网必须转型才能不受冲突。可再生能源是分散的，需要建立就地收集、存储和使用能源的网络，成为能源互联网的一个节点。需要将分布式发电装置、储能装置和负载组成的微型能源网络互联起来。能源的产生、传输、转换和使用都该具备一定的智能，同时它是一个对等、扁平和能量双向流动的能源共享网络，发电装置、储能装置和负载能够“即插即用”。
陈立泉指出，为了要实现能源低碳化，就需要构建能源互联网。2015年习主席倡议构建全球能源互联网，以清洁和绿色方式满足全球电力需求。最近提出2030年前碳排放达到峰值，2060年达到碳中和。为此，2030年非化石能源将达到25%，风光伏发电总装机将达12亿千瓦以上，所以未来10年，需要要增加7000万千瓦/年。
浙江省发展规划研究院副院长周世锋在《浙江省新型储能发展现状》主体报告中指出，“十三五”以来，浙江省新型储能得到快速发展，截至2021年底，全省累计建成新型储能电站31个，总装机规模7.6万千瓦（主要为电网侧储能）。截至2022年7月，全省在推进新型储能项目39个，总装机容量约303万千瓦（预计有11个项目于2022年投产，投产规模约34.5万千瓦），至2023年预计将再有22个新建或扩建项目投产，装机容量约114.8万千瓦。
周世锋表示，《浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》、《浙江省“十四五”新型储能发展规划》陆续印发，进一步明确新型储能发展的重点任务、技术参数标准和容量补贴政策，扶持力度大幅领先于其他省份。浙江是现货市场试点省，前期现货市场结算试运行已纳入储能参与模拟结算，获投资者广泛关注。
周世锋提出了下一步浙江省新型储能发展的建议，一是强化顶层设计，加快规模化开发，产业化布局；二是强化龙头带动，积极拓展上下游产业，聚焦做大做强；三是强化政策扶持，探索制度创新、多渠道推动储能建设；四是强化技术创新，加快人才培养，健全储能技术创新体系。
中国南方电网公司特级专家郑耀东在《电网视野下的新型储能发展》主题报告中指出，截至2021年底，南网总装机容量3.7亿千瓦(其中火电1.6亿千瓦、水电1.2亿千瓦、核电1960.8万千瓦、风电 3407.6万千瓦，光伏2292.8万千瓦，分别占42.7%、32.3%、5.3%、9.2%、6.2%)；2021年全网电源总发电量13203.1亿千瓦时（其中火电6715.9亿千瓦时、水电4019.7亿千瓦时、核电1357.3亿千瓦时、风电627.4亿千瓦时，光伏221.9亿千瓦时，分别占50.9%、30.4%、10.3%、4.8%、1.7%）。
郑耀东指出，电力行业是实现“双碳”目标的关键领域。中国80%的温室气体由能源活动产生，电力行业是碳排放占比最大的单一行业 （占比超过能源活动碳排放的40%），电力行业同时也是减碳技术最成熟、成本最低的行业，大力提升风光发电占比和终端电能消费占比是实现“双碳”目标的现实选择。
郑耀东认为，从发展态势上看，储能迈入了政策和市场双轮驱动的新阶段。为促进储能技术发展，近年来我国相继出台了一系列储能相关的顶层政策，从战略规划层面方面为储能的发展打下了坚实的基础；特别是2021年4月份以来，一系列重磅政策的发布，为储能的发展逻辑、市场主体地位、成本疏导方式、项目管理要求指明了方向。
郑耀东表示，调峰、调频是储能参与电力市场的主要领域。中国电力市场建设处于起步阶段，储能尚不能参与电力中长期交易、现货市场、容量市场。除用户侧储能“削峰填谷”外，参与调峰、调频等电力辅助服务是储能主要的盈利模式。截至到2020 年底，全国有20多个省制定出台了调峰辅助服务市场规则，10多个省份和地区出台了调频辅助服务。
郑耀东指出，规模化储能技术性能得到了部分验证。用于调峰的项目单位容量投资多在2350~3900元/kWh区间，用于调频项目在3400~3900元/kW区间；磷酸铁锂系统效率在 79%~90%之间，全钒液流在55%~72%之间。放电深度在80%~95%之间。年循环次数差别较大，调峰项目较少、调频项目较多，最少的为80多次，最多的高达2700多次。充放电倍率在0.25C~2C之间，用户侧储能采用0.25C，调频项目多采用2C。虚拟同步发电机一次调频、调压、黑启动、次同步振荡抑制等技术对电网的主动支撑功能也得到了验证。
郑耀东指出，从效率、寿命、成本来看，不同类别储能差别较大。从整个系统来看，抽蓄成本为5800-6800元/kW（8小时系统，725- 850元/kWh），4h压缩空气为6000元-8000/kW（1500-2000元/kWh），磷酸铁锂电池储能成本基本上在1500-2500元/kWh（能量型）、3000-4000元/kW（功率型），4h的全钒液流电池成本在2500-3500元/kWh之间。
郑耀东表示，从安全来看，主流的锂离子电池储能存在着火、爆炸风险，安全问题日益突出。据不完全统计，全世界范围内锂电池储能火灾安全事故超过了50起。对于锂离子电池来说，由于化学本体存在较大安全隐患，目前的技术无法保证绝对安全。
郑耀东指出，新型储能发展缺规划、重示范、难运营、应用模式单一，价值作用发挥不充分。电网侧储能商用困难，发电侧储能零和博弈，用户侧储能盈利微薄。
华为数字能源智能光伏业务副总裁/商用电站&微网业务总经理郑越在《新型电力系统中的储能系统挑战和创新》主题报告中指出，“十四五”9大能源基地总装机量将超过600GW，未来5年新能源装机将快速提升，高比例新能源将对电网稳定性造成严峻挑战，主要挑战体现在新能源渗透率提高，电网强度下降，稳定性问题凸显，电化学储能将成为十四五期间电力系统的关键调节资源，抽蓄、储能、氢能是为数不多的技术手段，储能受限制条件更少，是未来改善调峰和安全稳定的重要支撑。
郑越指出，储能系统在新型电力系统的发输配用各环节无处不在起到 “蓄水池、调节器和稳定器”的作用。储能应用也面临一定挑战，挑战一是弱支撑电网环境+控制不当，储能有益作用被削减甚至抵消；挑战二是传统储能系统无法持续恒定功率输出，无法满足调频要求；挑战三是传统储能系统电池串并联失配影响可用容量，调峰能力不足；挑战四是安全是储能系统的根基，储能行业仍面临安全挑战。郑越提出系统关键技术方向是电芯级监控+电池包级优化+电池簇独立管理+分布式温控，在安全上，通过精细化管理融合多重软硬件安全设计，保障电站稳定运行，打造智能光储发电机，稳定支撑新型电力系统。
会议期间还颁发了2022年度中国储能产业年度人物奖暨2022年度中国储能产业最美一线员工奖。
据主办方介绍，为期三天的大会将从“双碳”目标下储能产业发展新路径、新型电力系统与储能系统整体解决方案、储能安全与系统集成、新型储能系统集成解决方案、储能电站规划与设计、新型储能电池技术与应用、储能检测、认证与标准、储能安全与消防系统、新型物理储能技术及应用、储能电站并网与调度、储能与电力市场、储能资本市场、共享储能与虚拟电站、电力辅助服务及现货交易、新品发布等16个专场论坛进行深度探讨。
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