9月7日，第十二届中国国际储能大会在杭州召开。会后，中国化学与物理电源行业协会秘书长刘彦龙在接受澎湃新闻记者采访时指出，今年受电池电芯成本大幅涨价的影响，我国储能系统成本上行至1.6元-1.9元每瓦时，但明年成本价格有望回调。

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去年，在碳达峰、碳中和目标下，我国能源电力低碳转型发展进程进一步提速，而储能在这一关键进程发挥扮演着越发重要的角色。

据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，2021年，我国储能生产制造产业链日趋完善，市场规模达500亿-600亿元，比2020年增长120%以上，显示了旺盛的生命力；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12.6%、18.7%和15.6%。

近年来，为支持储能行业的发展，国家发改委、能源局先后发布了《“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》等重要文件，今年6月，国家九部门又联合发布了《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022—2030年）》，高度重视储能的规划和发展。

对于市场关注的储能成本问题，刘彦龙在大会发言中表示，2020年底，中国储能系统成本下行至1.5元每瓦时，被认为是储能行业的拐点，但2021年由于上游原材料价格提升，储能系统成本上涨30%—50%左右。根据今年协会调研了解的情况，目前不同应用场景下储能招标价格处于1.29元—1.9元每瓦时之间。

“今年储能系统成本在1.5-1.6元每瓦时保持盈亏平衡点，”刘彦龙表示，“预计未来5年，储能系统成本降低30%，未来10年，储能成本将再降低70-80%至1.0-1.2元每瓦时。

在大会发言中，刘彦龙还从行业观察的角度对目前我国储能行业的发展做了整体分析，指出了问题和挑战。

在市场环境方面，目前，我国的新型储能电站可作为市场主体参与各类电力市场，独立储能电站向电网送电，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。但具体的调峰补偿机制、保障调用时长、如何算过账，仍是当前储能电站开发过程中面临的难题。

在行业技术层面，目前市场关注点主要集中在锂离子电池储能、液流电池和抽水蓄能上，对其他的新型储能技术以及混合储能技术发展关注度比较低。能量型储能的锂离子电池较为成熟，但容量型长时储能技术关注度相对比较低，需要差异化的政策来支持相关领域的发展。

对于行业未来的发展，刘彦龙认为，首先要兼顾安全与提升系统效率。对新架构、数字化、智能化、模块化等多方面统筹考虑，有针对性地对不同应用场景需求的储能电芯、材料体系等装备进行研发，不断创新和优化制造工艺。

其次，还要建立和完善上游材料、装备、电池、消防、检测认证、系统集成、回收等供应链体系。

此外，要建立共享储能的统一监管平台。科学评估储能在发电侧、电网侧、用户侧发挥不同作用的市场潜力和效益，结合典型区域的电力系统结构、新能源消纳、辅助服务市场、现货交易、峰谷电价等具体情况，推进储能在电力系统各环节的布局与容量配置的整体规划。

值得注意的是，大型风电光伏基地建设需要与当地电源结构、电网现状与规划，以及国家电力“十四五”规划统筹。由于风光发电的波动性与不稳定性，建设中需要统筹考虑调节配套电源类型、容量以及调节性能，特别是储能的优化配置。随着新能源汽车渗透率的提升，利用新能源汽车进行储能调节会成为市场关注的方向。

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，“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。”刘彦龙说。