中国能源报：您认为当前储能行业火爆的原因是什么？

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姜新宇： “双碳”目标持续推进，新能源高比例渗透是长期趋势，带来的电能供、用平衡矛盾也越来越突出。由此产生系统安全与稳定、用能保障等问题与用户用能质量日益提升的要求相背离，储能需求随新能源发展而同步发展。

随着新能源发电量占比不断提高，会存在电量总体平衡和时点平衡问题，未来可能不缺电力装机，但却缺少可靠性装机。风电和光伏发电的日内波动，增大了系统调峰需求。与此同时，随着新能源汽车的发展，新能源快充、超级快速充电桩的应用给电网带来负荷端的强不确定性。新能源的发电特性叠加这种不确定且进一步拉大的负荷峰谷差，将导致日内、日间电量搬移任务加重。上述这些均是储能行业持续火热的因素。

中国能源报：储能未来市场规模到底有多大？

姜新宇： 从新能源装机规模看储能的市场容量，预计到2025年，光伏总装机规模达到约6.5亿千瓦、风电约5亿千瓦，风电光伏发电量占全年社会用电量18%左右，在此情况下，按照现行配置要求，储能装机将达到1.1亿多千瓦。预计到2030年，风电光伏发电量占全年社会用电量约27%，储能装机将达到3亿千瓦。预计到2050年，风电光伏发电量占全年社会用电量一半以上， 届时储能装机有望达到8-10亿千瓦 。

目前，从电芯制造到系统集成，再到人才培养、全生命周期管理，整个储能行业充满创新动力与机会。眼下，电化学储能大部分按2小时配置，未来调度会面临频繁切换储能的挑战。

中国能源报：当前，新能源项目配套储能利用率偏低。在您看来，我们真的需要那么多储能吗？

姜新宇： 去年新能源配套储能的利用率很低，但不用过多焦虑，这既有管理问题，也有建设问题，还有当前电网系统是否迫切需要的问题。毋庸置疑，未来我们需要布局一定规模的储能。现阶段，不同区域因新能源装机比例、电源结构、电源外送比例的不同而对储能需求存在差异。不少地方政策要求新能源投资企业按照10%、20%甚至25%配储，这样的建设比例在当前是否有必要值得商榷。 不同区域应依据实际需要合理配置储能，储能建设规划可细化到地级市。

个人建议，新能源项目可分阶段建设储能，比如现在建5%，后面再追加5%，这样有利于新能源企业减少初始投资。未来总体趋势是新型储能价格持续走低，即使最终配备同样比例储能，总体投资也会减少。另外，随着储能技术的进一步发展与成熟，也有利于提升安全性。储能发展需要理性规划与布局，例如，在抽蓄资源较为丰富的地区，可采取抽蓄、新型储能搭配方式，实现不同层次的电网安全与供应保障，发挥不同类型储能的优势，降低总体造价。

中国能源报：大力布局抽蓄是否影响新型储能发展？

姜新宇： 抽蓄的规划和布局对新型储能装机规模、应用场景的影响不可忽略，将影响未来新型储能的发展空间和具体应用场景。新型储能在不同区域将呈现不同的角色定位，特高压输送受端电网，未来可能会出现以抽蓄调节为主、新型储能为辅的模式，源侧促消纳、用户侧保供等灵活场景应用将是新型储能的主战场。

我国抽蓄资源大部分集中在华东、华南、华中区域，新型储能更适合与变电站灵活搭配使用，或者与火电机组联合进行深度调峰；而在西北区域，新型储能配合大基地是更适合的一种业态。

中国能源报：储能市场火爆带来技术百花齐放，您怎么看目前层出不穷的储能技术？

姜新宇： 近5年来，储能行业在技术研究上做到了全产业链创新，创新围绕几个方面：一是储能系统的安全性；二是储能系统的经济性；三是全生命周期的管理。从技术发展看，储能设备单价从2018年的2.1元/千瓦时左右降到现在的1.15元/千瓦时，综合效率从80%左右提升到90%。

储能技术创新层出不穷，但行业也面临技术创新的困境。储能行业考验的是长时间服务支撑能力，储能行业技术创新拼的是可靠性和实战效果，每一次技术创新都要慎重与理性。比如，2021年下半年，大部分厂家还在推280AH电芯样品，但是到今年，这款电芯已经快过时了。如果再过两三年，现在投运的这些储能设备是否还能找到同规格的电芯？如果找不到，这些储能装置怎么办？ 我呼吁储能企业要呵护行业发展，技术迭代升级要建立在产品成熟、稳定的条件下。

放眼行业，不排除有些企业片面追求创新。储能企业需要关注技术创新的实战效果，储能是一个跨界的多专业、多技术复合体，各类技术创新需要通过案例复盘，适当“回头看”，而不是把眼光仅仅聚焦在降成本上，必须保证技术创新的安全性，没有安全性就没有经济效益。