文/杨倩
来源/储能严究院
图片来源/WESC 世界储能大会
一半火焰，一半海水。
疯狂的储能行业，太需要一针清醒剂了。
比如，隔三岔五就会传出储能系统爆发火灾的消息，虽是小概率事件，却触及行业底层逻辑，由此引发的安全问题牵引着每个从业者的关切目光。
比如，新技术层出不穷，行业标准滞后且混乱，施工质量良莠不齐，埋下安全隐患的种子。
又如，看似如火如荼的储能电站建设，大部分只是沉没成本，收益根本不达预期。
11月9-10日，在宁德时代总部所在地福建宁德，2023年世界储能大会召开，为储能安全、价格、性能、收益、技术路线等行业热门话题和未来趋势等行业迷思，一一作答。
据中关村储能联盟预测，到2025年电化学储能产业将会达到万亿规模，到2030年将会实现3万亿。
据中国电池工业协会储能分会不完全统计，截至2023年第三季度，新型储能累计装机总规模23.7GW/48.5GWh，其中超17省份峰谷价差超过0.7元/千毫安时，工商业储能具备经济性；我国储能电池出货量为157.2GWh，占全球出货量的90%以上。
其中，锂离子电池储能占绝对主导地位，此外，压缩空气储能、液流电池、钠离子电池、飞轮等技术路线拓展了更广泛的应用场景，其它新技术重力储能、固态电池、水系电池、超级电容、锂电容、液态金属、二氧化碳储能等取得新突破，市场运营模式也在不断完善优化，示范引领项目效果凸显，新型储能发展进入了快车道。
另一个无法忽视的现象是，由于涌入赛道的企业过多，从今年年初一直到现在，储能企业陷入疯狂内卷，EPC价格和直流侧储能系统价格一降再降，到9月底储能成本降了35%，仅用9个月就完成了三年后（十四五）的预测目标值，可谓一步登天。
但与此同时，火热的表象之下，却不容乐观。
据悉，中关村储能产业技术联盟（CNESA）今年组织了国内50位专家，走访了10个省市，调研了40多家机构/单位，包括发电集团、储能企业和典型电站等，发现与火爆的装机容量相比，恰恰呈现出冰火双重天的现象。
“虽然文件发了很多，但执行不到位，比如新型储能在参与过程中准入、报价、结算都是不匹配的，衔接机制出现了问题。从业主方来看，这10个省份收益都没有达到预期，业主方的心态可谓冰凉。”
由此，“储能市场是否需要从价格导向转向价值导向”的灵魂拷问袭上每个从业者心头。
为此，在本次大会上，中国电池工业协会发布四项团体标准，《储能电池集成式液冷设备技术规范》《电化学储能副系统电能质量检测规程》《光储充一体化电站技术规范》《配置电化学储能的光伏系统性能检测技术规范》应时而生，为行业乱象提供了标准化规范依据、填补了管理真空。
为了推动行业行稳致远，嘉宾们发表了如下精彩观点：
俞振华
CNESA
常务副理事长
未来五年新型储能装机预测将维系50-60%的复合高增长。
目前我们把储能技术归为四个不同的梯队，第一梯队还是抽水蓄能，基本上来说在300到1GW的规模，单机是300兆瓦以上；第二梯队是在百兆瓦的规模，包括锂电、压缩空气、液流、储冷储热，当然锂电是一个独立产业，当前的格局是一家独大。第三梯队是在十兆瓦到百兆瓦的级别，飞轮、钠离子电池目前的规模示范已经进入到这个范畴；第四梯队还是在做兆瓦级工程的研发示范，包括液态金属、金属离子、水系电池。
目前如果简单来看技术趋势的话，有两个赛道值得关注，一是锂电为主，围绕锂电的安全性与资源替代、技术性进步，包括钠基电池、固态电池、水系电池、液流电池等。二是长时储能新型液流、压缩空气、高温储热、氢能等。
当前储能商业模式相对比较简单，因为这一轮还是严重依赖风电光伏强配的政策。但接下来随着应用场景复杂，从新能源带来的短时高频，包括新能源调峰和未来电力消纳的需求，会衍生多场景、多技术路线等不同需求，混合储能也是未来的趋势。
我们对未来五年新型储能装机的预测，今年依然维系了50-60%的复合增长。2027年保守估算场景97GW，乐观场景138GW。
刘宝生
理事长
中国电池工业协会
合理规划布局产业链供应链，吸取动力电池产业的风险教训，尤其是警惕资本过热造成低端产能盲目扩张。
在看到新型储能产业前景大好，投资入围者众多的同时，我们也应警醒并预判行业存在的短板和可能面临的问题，提前做好前瞻布局。
一是合理规划布局产业链供应链，吸取动力电池产业的风险教训，尤其是警惕资本过热造成低端产能盲目扩张；
二是加强储能基础研究、技术创新，鼓励多元电化学储能技术攻关，加快长时储能技术突破，着力解决安全运行风险，降低产品成本，满足新型电力系统储能要求；
三是加快推进产业标准体系建设，完善各类储能相关标准体系，推动建立产品制造、建设运维、运行监测等环节的安全标准及管理体系；
四是探索开发新型储能产业商业模式，降低储能电站建设成本，维护新型储能产业健康发展态势。
吴凯
宁德时代
首席科学家
唯有系牢安全带，储能才能真正驶入发展的高速路。
目前全球大型储能电站超过5000座，着火事故70多起，火灾率高达1.52%。
唯有系牢安全带，储能才能真正驶入发展的高速路。我们希望行业百花齐放、争先恐后比肩的是安全技术、安全设计，而不是丢掉质量安全去比低价、偷工减料和虚假程度。
实证标准是实现储能行业可信、可续的关键，新型储能的发展不能图一时之利，要谋长久之计，就像房子是用来住的，不是用来炒的；储能是用来用的，不是用来撑门面、做摆设的。
据国内权威机构统计，前期投运的功率性储能宣称10年预期寿命，实际运行寿命不足3年就已经大面积退役。投运的能量性储能，承诺寿命20年，目前实际寿命仅有3-5年，且年循环次数大部分不到设计的一半，运行期间各种问题频发。
当前全球已出台的多数法规，大部分用在电池本身的安全和电站的消防规范，而在并网前对储能电站系统级别的安全可靠性测试和验证标准仍是空白。
许金梅
宁德时代
总工程师
储能安全无价，底线有价。
储能安全的成本是无价的，安全成本的底线是有价的，并且可以进行量化。通过公开报道整理，储能电站的安全失效率基本就是13/1000到15/1000，假如包含那些未公开报导的，有同行统计过，实际发生的安全事故已经超200起。
当电站规模上升至GWh级别的时候，你大概就会知道投资的电站安全风险有多么可怕。针对不同的场景，储能安全设计是一项系统而又复杂的工作。
储能要建立专用质量管理体系，其实可以分解成四步：
首先，设定安全目标，通过概率安全分析，识别系统的薄弱环节，再优化产品设计；第二步，根据不同场景匹配适用目标设定的核心安全技术；第三步，实现安全风险的概率计算，即安全分级依据；第四步，测试验证。
在运维阶段持续进行风险监测，CATL会基于假想事故和PSA识别的薄弱环节，进行重点监控，真正实现提前预警和告警，准确把握产品的风险状态，提前安排设备检修。
我们做过一个综合评估，采用这个安全防护思路设计的产品，安全等级会提升2-3个数量级，但成本不会出现明显的提升。
孙金华
欧盟科学院
院士
中国科学技术大学
教授
储能电站事故概率能否达到10的负9次方甚至是负10次方？
电化学储能火灾事故频发，事故概率居高不下，已经是电化学储能行业发展过程中的一个瓶颈和痛点问题，我们必须要从技术、标准、管理等多方面协同来提升安全审评水平，守住电化学行业的安全底线，保障行业的健康发展。
围绕着本体安全、过程安全、消防安全这三道防线，产学研共同努力，已有一系列的技术。如从电池材料、电池整体设计等等入手，有效提升了电池安全性，电池的热失控概率能达到10的负8次方。
但是随着电化学储能电站规模越来越大，几万甚至十几万个电池通过串并联组成，虽然单体概率很低，但是累计概率很大，我们能不能进一步从材料、体系设计入手，提高它的安全性，达到10的负9次方甚至是10的负10次方？
最近我们也是依托国家重点研发计划等共同研制了电化学储能电站的液氮灭火技术，实际上证明液氮无论是对单体电池、电池模组还是电池簇，无论是在开放还是在封闭空间都有很好的灭火效果，同时能够有效对电池技术降温，防止电池复燃。
同时我们也要发展集热管理故障诊断、监测、预警和灭火协同一体化的技术。另外就是要发展基于互联网和云数据的储能电站系统的智能安全技术平台，实现远程监控、智能预测、分级预警和高效处置。
惠东
首席技术专家
中国电力
科学研究院
相当长时间内仍将维持“一锂独大”。
我们在2020年做过一次调研（发现），我国包括世界的储能装备性能利用还是不太尽如人意。
功率型的储能预期能干10年，能量型的应用希望能干15年，现在平均水平可能还不足3年。电化学单体电池的循环性能在实验室很高，但实际做成电池系统有一定的差距。这几年加大强配，新能源场站普遍年利用小时数不足400小时，这就意味着储能装备和储能应用市场仍需要高质量的发展。
从经济角度来看，火电度电调节成本大概六分到一毛二，储能可能在四毛，大概是火电的3-8倍，未来需要加强降低成本。
未来5-15年，能够看到（多种技术路线）适用电力系统多场景的具备规模化应用的能力，我们目前还是看好锂离子电池、液流电池、钠离子电池和压缩空气储能电池。在相当长时间内仍然出现“一锂独大”的局面。
李泓
中国科学院
工程热物理研究所
研究员
在未来5年，谁能够掌握固态电池量产技术、谁就能够占据下一个电池的霸主地位。
在提高安全性方面，全球范围内很早就认识到把可能燃烧的液态电解质换成为固态电解质，即全固态电池。目前固态电解质还在不断开发，重点就是硫化物、氧化物、聚合物，以及卤素、钙钛矿以及复合的电池。
中国锂电池最早也是从全固态金属锂电池开始，后来发现日本索尼做了液态锂电池之后，国内开始转到液态锂电池。
我们在2016年开始重点开发混合固液和全固态电池的技术。主要的难点在于如何解决在充放电过程中正负极颗粒以及在高低温循环过程中，在原子尺度下离子通道不能连续的问题。
在负极侧，为了支撑规模化的量产，我们选择了借鉴现在的多空聚丙烯、聚乙烯膜的优点，把固态电解质涂在正负极的两侧，这样能够提高安全性和高温稳定性，减少锂之间吸力，降低界面电阻。
现在日本、韩国、美国、欧盟等都在激烈竞争，在未来5年，谁能够掌握固态电池量产技术、商业化有竞争力，谁就能够占据下一个电池的主导地位。
朱敏
华南理工大学
教授
钠离子电池未来可能会扮演重要的角色。
随着将来储能大规模应用，锂资源紧缺的问题突显，钠离子电池自然有一些优势，比如说很安全，成本比较低，同时功率特性比较好等等，因此我们觉得钠离子电池未来可能会扮演重要的角色。
在钠离子正极材料里面，我们比较重点关注层状氧化物正极，理论上来讲它的容量还会有比较大的提升空间，但是存在几个问题。比如说相变导致体积变化、循环稳定性问题以及高电压区间的容量通常是不可逆的，低电压区间容量又不能利用等等这样一些问题。
我们发现影响稳定性不光是钠离子的数量，还有钠离子的分布。我们就进行了核心化的调整，在镍锰锡里面加入一定的钴，放电中平台电压会有所提高，同时循环稳定性有很大的改善。
光改变钠离子的分布还不够，我们还要进一步拓展钠离子传输通道。我们就把镍的二价提高到三价，可以在亿安的大电流下两千次的循环后还有比较好的容量保持率。
通过一些正极材料成份的调整，电池的功率密度能够达到130-140Wh，循环寿命2000次，特别是快充性能很好，在很大程度上提高钠离子电池正极性能，而且将来还有更大的空间。
王晓丽
融科储能
总经理
随着新能源进一步演进，6小时，甚至日级、周级、季度级等长时储能的需求就会演变出来。
现在主体储能时长要求都是在两个小时，我们可以判断随着新能源进一步演进，6小时，8小时，10小时，甚至日级、周级、季度级等长时储能的需求就会演变出来。
长时储能技术分成几大类：
第一类，液流电池、金属电极、金属空气。
第二类，机械类储能，包括新型抽水蓄能、压缩空气以及液态空气、液态二氧化碳、重力储能。
第三类是典型的储氢、氨类等氢化工技术。
液流电池成为大家寄以厚望的长时储能领域技术，在于安全是发展储能的底线和基本原则。钒液流电池使用的液是水系的，占到系统体积三分之二，是比较安全的，同时常温常压运行良好。现实的管理系统过程当中，比其他类电池简化很多，降低了电池监测、管理上的难度。钒液流也是目前技术种类里面寿命最长的技术。回收处理的压力也是非常低的。
基于长寿命、可循环技术的特征，液流电池主导的场景有三个，城市复合中心、地下储能、人群密集区域，适合于做大规模基础设施。
从成本来讲，液流电池，尤其是钒液流电池电解液占到40%到60%，电堆占到20%到30%，电器相关等占到20%到30%。目前行业内电堆的工作密度一般都是150到200毫安。国际上最高的水平达到300甚至到500毫安的程度，潜力空间是非常大的。
郑华
CNESA
电力市场专委会
秘书长
每一种储能技术在电力系统中只是一个环节，只是解决其中一部分问题。
每一种储能技术在电力系统中只是一个环节，只是解决其中一部分问题。
每一种技术路线都有它的定位，彼此互补的，不是完全竞争的关系。电力系统特性决定了我们需要在不同时间尺度上，需要不同的技术来支撑，但至于这些技术谁跑得快，谁跑得慢，那是有很多原因造成。技术的进步，是不是能够有收益，业主方是不是有其他可替代技术等。每一种技术路线我觉得都是不可替代的。
现在钠电跟锂电从技术特性上相比，短期内还是很难去超越的。第一，锂电电芯循环次数干到了12000次，钠电最多都是3000次以内。如果说按照真实运行情况，可能也就是1500以上。在电力系统中，一年360天，哪怕就一天一充一放，两年没了，你会用它吗？第二，它的成本偏高，现在钠电是很小众的产品，上游要足够的供应商，下游要足够的市场来承载，成本才能降下来。
张剑辉
海博思创
董事长
中国占世界储能电池的生产量达到70%以上，但国内市场只有25%，我们不出口干什么？
价格、安全、性能，这三个词，不同的客户，排序是不一样的。
很多强配的业主或者客户，把价格放在第一位，因为要买最便宜的。第二要安全，不想有任何的问题。第三考虑是性能，寿命和循环的效率。
很多共享储能或者海外客户，顺序是倒过来的，先看整个储能系统的性能寿命和效率，第二关心安全，最后才关心价格。
中国占世界储能电池的生产量达到70%以上，但国内市场只有25%，我们不出口干什么？不是因为国内卷得不行了才出口，是国际上需要中国的储能电池，低成本供应链去支撑海外的价格体系。
高彦超
国能信控
董事长
新能源发电客户第一关心的是如何让储能系统产生效益。
在新能源发电客户，储能是纯成本的东西。现在测算内部收益率是按照新能源加储能多少造价，对应是新能源能产生多少收益，这里面储能是纯成本。对于新能源发电客户来讲，如何让储能系统产生效益是第一关心的事。
