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2021年，滬深300指數下跌5.2%，萬得儲能指數上漲超過50%；2021年，華為繼跨界光伏逆變器后繼續(xù)跨界儲能，拿下沙特紅海新城儲能項目，該項目儲能規(guī)模達1300MWh，是迄今為止全球規(guī)模最大的儲能項目；2021年，中國繼續(xù)踐行碳中和承諾，加速能源轉型，儲能成為支撐高比例可再生能源的關鍵技術。

2021年已經過去，站在2022年路口，我們從政策、成本、商業(yè)模式等方面回顧2021年儲能的喜與憂，試圖勾勒儲能未來發(fā)展的景象。


隨著我國碳中和目標的提出，可再生能源在未來電力系統(tǒng)中的主導地位得到了進一步確認。中國提出，到2030年，非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上。

隨著可再生能源比例的不斷提高，對電網的穩(wěn)定性也提出了新的要求。可再生能源的引入使得發(fā)電側變得不穩(wěn)定。比如風電的發(fā)電高峰會隨著天氣而產生季節(jié)性及地區(qū)性的變化，光伏則在夜晚或陰雨天無法發(fā)電，二者皆不可根據用電需求進行調節(jié)。

這就需要引入額外的電力調節(jié)設備來保持系統(tǒng)的穩(wěn)定性。傳統(tǒng)的火電機組、燃氣機組都是電力系統(tǒng)靈活性資源，根據國家電網測算，到2035年，風、光裝機規(guī)模分別將達到7億、6.5億千瓦，全國風電、光伏日最大波動率預計分別達1.56億、4.16億千瓦，大大超出電源調節(jié)能力，迫切需要引入清潔的調節(jié)資源，以具備應對新能源日功率波動5億千瓦左右的調節(jié)能力。

儲能，則是解決這一問題的關鍵技術，且儲能在電力系統(tǒng)中的應用場景非常豐富。

在發(fā)電側，儲能可單獨或與風光電站共建，起到電力調峰、輔助動態(tài)運行、系統(tǒng)調頻、可再生能源并網等作用。在電網側，儲能可與氣電、火電一同參與電網側調峰調頻，以緩解電網阻塞、延緩輸配電設備擴容升級等問題。在用戶側，儲能可以結合光伏，幫助用戶實現錯峰用電以節(jié)約電費，其還可以作為備用電源。
儲能在“雙碳”目標中已經占據了綱領性的地位。截止2021年底，國家和地方層面出臺了一系列政策支持儲能發(fā)展。

2021年國務院印發(fā)了《2030年前碳達峰行動方案》，《方案》中提到儲能共13次。發(fā)改委、能源局發(fā)布的《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》給出了對于儲能發(fā)展的具體方向，明確目標至2025年，國內新型儲能（除抽水蓄能外的儲能系統(tǒng)）裝機總規(guī)模達30GW以上。文件雖然對發(fā)電側、輸電側和用戶側儲能的發(fā)展均做出了強調，但在用詞中加以區(qū)分，分別為“大力推進電源側儲能項目建設”“積極推動電網側儲能合理化布局”“積極支持用戶側儲能多元化發(fā)展”，可明顯感到對發(fā)電側儲能更加重視。

而后，中美在COP26期間發(fā)布《中美關于在21世紀20年代強化氣候行動的格拉斯哥聯(lián)合宣言》?！缎浴分性俅翁岬?ldquo;鼓勵整合太陽能、儲能和其他更接近電力使用端的清潔能源解決方案的分布式發(fā)電政策”。

這三個提綱挈領的文件確立了儲能的重要地位，并且著重強調了儲能在發(fā)電側與可再生能源的結合應用。

此外，各省在發(fā)電側紛紛出臺儲能配套政策。根據BNEF統(tǒng)計，2020到2021年，全國已經有至少20個省區(qū)在新增平價風電、光伏項目核準中要求或建議增加配置儲能的要求。一類是要求新能源項目必須按一定功率配比配置發(fā)電側儲能，如湖南、湖北、新疆、陜西、福建等地；一類是鼓勵新能源項目按一定功率配比配置發(fā)電側儲能，同時會在項目審批、并網時給予傾斜。

國家及地方政策的不斷完善，將帶動不同技術路線儲能市場需求的快速釋放。


成本和商業(yè)模式才是一個產業(yè)成熟發(fā)展的必要條件，補貼只是發(fā)展初期的催化劑。補貼曾經支撐了光伏產業(yè)的快速發(fā)展，但2018年的“531新政”引發(fā)的當年光伏裝機的斷崖式下跌，在補貼褪去的兩年后，光伏依然是依靠著自身成本的下降以及下游的創(chuàng)新應用實現了產業(yè)的恢復和蓬勃發(fā)展。

光伏的經驗告訴我們，補貼更像是體外輸血，自身成本下降和成熟的商業(yè)模式才是自身造血的根本。

儲能成本的下降不能依賴單一技術路線。電化學儲能成本在過去10年間每年平均下降10%-15%，目前系統(tǒng)成本在1.5元/Wh左右，但近期占據中國電化學儲能80%以上的鋰電池似乎出現了價格上漲的現象，原因是上游原材料價格的暴漲。據SMM數據，截至11月17日，2021年碳酸鋰的漲幅已經超過230％。我國鋰礦主要依賴進口，國內鋰鹽湖主要分布在青海、西藏和湖北，但受制于海拔較高，開采利用條件差，開采成本非常高。2018年，青海鹽湖鹵水提取碳酸鋰成本為3-4萬元/噸，而南美鹽湖生產碳酸鋰成本約為2-3萬元/噸。目前鋰資源現有供給的50%左右來自澳洲礦山、40%左右來自南美洲高品質鹽湖、10%左右來自中國美國等其它地區(qū)。

在此情況下要應對原材料上漲以及資源安全等挑戰(zhàn)，必須要積極布局新技術。比如從原材料和安全性角度看，釩電池占有巨大優(yōu)勢。據USGS數據，全球釩礦儲量主要集中在中國、俄羅斯、南非，中國儲量占全球的43%；產量方面，中國釩礦產量仍然占全球最高，達到62%。安全性上來說，釩電池安全性能突出，無燃燒風險。但釩電池成本依然較高，產業(yè)鏈建設尚不完善，還需要更多的技術研發(fā)投入和規(guī)模效應來降低成本。

電化學儲能還處于暴發(fā)初期，依靠單一技術路線在降本方面將很快出現瓶頸，多點開花、加強多技術路線研發(fā)和相關產業(yè)鏈建設才是健康發(fā)展儲能的正確路徑。

如果說成本的下降是儲能實現收益的基石，那么市場機制就是儲能實現收益的加速器。儲能在電源側、電網側和用戶側已有落地應用，但目前尚未出現商業(yè)模式可以匹配儲能的多元價值。

以發(fā)電側為例，成熟的現貨和輔助服務市場尚未形成，儲能可以參與的交易品種有限、規(guī)則有待完善，這就不利于將儲能的價值變現，發(fā)電側配儲能意味著純粹的成本投入。

典型的儲能規(guī)模要求在可再生能源項目容量的5%到20%之間，業(yè)內人士測算，對于一個典型的5萬千瓦項目來說，配置10-20%的儲能意味著造價要增加2000萬左右，在沒有明確應用場景的情況下，項目IRR將會下降0.3%。所以目前大多數風光+儲能項目在中國經濟性非常有限。

建立以新能源為主體的電力系統(tǒng)，不應簡單依靠發(fā)電側配置儲能，還需要打通儲能參與輔助服務的通道，才能有效疏導儲能的成本。若多余的儲能空間用于電網側調頻調峰等儲能服務，風光配儲能可取得更高經濟性。根據天風證券測算，光伏配置儲能后若儲能可同時參與解決棄光和輔助服務，項目IRR可達到6%以上。

未來在保障安全的前提下，探索共享儲能、云儲能、儲能聚合、電動汽車儲能等新模式，才能更快的促進儲能的發(fā)展。


根據《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，到2025年，抽水蓄能以外的新型儲能裝機規(guī)模的目標是3000萬千瓦以上。

風光的發(fā)展經驗告訴我們，可再生能源裝機規(guī)模往往遠超當時政策制定者的預期。《太陽能發(fā)展“十三五”規(guī)劃》與《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中提到，2020年底中國光伏和風電裝機目標分別為1.05億千瓦和2.1億千瓦。截至2020年底，我國累計并網光伏發(fā)電裝機容量2.5億千瓦，風電裝機容量2.8億千瓦，分別是“十三五”規(guī)劃目標的240%和130%。

儲能的發(fā)展是否也會超出預期？根據BNEF預測，到2025年，中國新型儲能總裝機量有可能達到近45GW，超出規(guī)劃50%。

筆者梳理了近期各省出臺的各省儲能規(guī)劃，從各省發(fā)布的規(guī)劃來看，其總量或許遠不止3000萬千瓦。如下表所示，僅明確公布目標的6個省份總量就占到了全國總量的近80%；此外還有至少20個省份發(fā)布了新能源配置儲能的文件，“十四五”期間地方規(guī)劃的量將遠超3000萬千瓦。


在“雙碳”目標的達成過程中，限制風電、光伏，以及未來儲能發(fā)展規(guī)模的不是規(guī)劃中的數字，而是產業(yè)本身技術的發(fā)展、成本的下降和商業(yè)模式的創(chuàng)新。風電和光伏的度電成本在“十三五”期間經歷了大幅的下降，并在“十三五”末期基本達到平價水平。同時光伏在應用場景上也不斷創(chuàng)新，開創(chuàng)了農光互補、漁光互補、BIPV等多種應用模式。

從1到N，2021已是儲能元年

2021是儲能元年，儲能開啟了從1到N的發(fā)展階段。站在2022年的起始，我們看到未來真正推動儲能產業(yè)發(fā)展的不是規(guī)劃中目標裝機的限制，而是儲能產業(yè)鏈中創(chuàng)新技術的發(fā)展、自身成本降低、安全性能的提升以及應用場景的多元化。再結合未來電力市場改革政策機制的創(chuàng)新、風電和光伏產業(yè)的持續(xù)發(fā)展，儲能才能更好實現更好的發(fā)展，才能持續(xù)有力的支持“雙碳”目標的達成。

原標題：2021年儲能發(fā)展的喜與憂