回顧2021年儲能的喜與憂(yōu)，勾勒儲能未來(lái)發(fā)展的景象

2021年，滬深300指數下跌5.2%，萬(wàn)得儲能指數上漲超過(guò)50%；2021年，華為繼跨界光伏逆變器后繼續跨界儲能，拿下沙特紅海新城儲能項目，該項目?jì)δ芤幠＿_1300MWh，是迄今為止全球規模最大的儲能項目；2021年，中國繼續踐行碳中和承諾，加速能源轉型，儲能成為支撐高比例可再生能源的關(guān)鍵技術(shù)。

2021年已經(jīng)過(guò)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(yōu)，試圖勾勒儲能未來(lái)發(fā)展的景象。

儲能是支撐高比例可再生能源

電力系統的關(guān)鍵技術(shù)

隨著(zhù)我國碳中和目標的提出，可再生能源在未來(lái)電力系統中的主導地位得到了進(jìn)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(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上。

隨著(zhù)可再生能源比例的不斷提高，對電網(wǎng)的穩定性也提出了新的要求?？稍偕茉吹囊胧沟冒l(fā)電側變得不穩定。比如風(fēng)電的發(fā)電高峰會(huì )隨著(zhù)天氣而產(chǎn)生季節性及地區性的變化，光伏則在夜晚或陰雨天無(wú)法發(fā)電，二者皆不可根據用電需求進(jìn)行調節。

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

儲能，則是解決這一問(wèn)題的關(guān)鍵技術(shù)，且儲能在電力系統中的應用場(chǎng)景非常豐富。

在發(fā)電側，儲能可單獨或與風(fēng)光電站共建，起到電力調峰、輔助動(dòng)態(tài)運行、系統調頻、可再生能源并網(wǎng)等作用。在電網(wǎng)側，儲能可與氣電、火電一同參與電網(wǎng)側調峰調頻，以緩解電網(wǎng)阻塞、延緩輸配電設備擴容升級等問(wèn)題。在用戶(hù)側，儲能可以結合光伏，幫助用戶(hù)實(shí)現錯峰用電以節約電費，其還可以作為備用電源。

頂層設計與地方支持

雙措并舉發(fā)電側儲能最受重視

儲能在“雙碳”目標中已經(jīng)占據了綱領(lǐng)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(wù)院印發(fā)了《2030年前碳達峰行動(dòng)方案》，《方案》中提到儲能共13次。發(fā)改委、能源局發(fā)布的《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲能發(fā)展的指導意見(jiàn)》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）裝機總規模達30GW以上。文件雖然對發(fā)電側、輸電側和用戶(hù)側儲能的發(fā)展均做出了強調，但在用詞中加以區分，分別為“大力推進(jìn)電源側儲能項目建設”“積極推動(dòng)電網(wǎng)側儲能合理化布局”“積極支持用戶(hù)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(guān)于在21世紀20年代強化氣候行動(dòng)的格拉斯哥聯(lián)合宣言》?！缎浴分性俅翁岬?ldquo;鼓勵整合太陽(yáng)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(gè)提綱挈領(lǐng)的文件確立了儲能的重要地位，并且著(zhù)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統計，2020到2021年，全國已經(jīng)有至少20個(gè)省區在新增平價(jià)風(fēng)電、光伏項目核準中要求或建議增加配置儲能的要求。一類(lèi)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(lèi)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(shí)會(huì )在項目審批、并網(wǎng)時(shí)給予傾斜。

國家及地方政策的不斷完善，將帶動(dòng)不同技術(shù)路線(xiàn)儲能市場(chǎng)需求的快速釋放。

成本下降和成熟的商業(yè)模式

是自身造血之本

成本和商業(yè)模式才是一個(gè)產(chǎn)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(jīng)支撐了光伏產(chǎn)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(zhù)自身成本的下降以及下游的創(chuàng )新應用實(shí)現了產(chǎn)業(yè)的恢復和蓬勃發(fā)展。

光伏的經(jīng)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(lài)單一技術(shù)路線(xiàn)。電化學(xué)儲能成本在過(guò)去10年間每年平均下降10%-15%，目前系統成本在1.5元/Wh左右，但近期占據中國電化學(xué)儲能80%以上的鋰電池似乎出現了價(jià)格上漲的現象，原因是上游原材料價(jià)格的暴漲。據SMM數據，截至11月17日，2021年碳酸鋰的漲幅已經(jīng)超過(guò)230％。我國鋰礦主要依賴(lài)進(jìn)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(kāi)采利用條件差，開(kāi)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(wàn)元/噸，而南美鹽湖生產(chǎn)碳酸鋰成本約為2-3萬(wàn)元/噸。目前鋰資源現有供給的50%左右來(lái)自澳洲礦山、40%左右來(lái)自南美洲高品質(zhì)鹽湖、10%左右來(lái)自中國美國等其它地區。

在此情況下要應對原材料上漲以及資源安全等挑戰，必須要積極布局新技術(shù)。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(chǎn)量方面，中國釩礦產(chǎn)量仍然占全球最高，達到62%。安全性上來(lái)說(shuō)，釩電池安全性能突出，無(wú)燃燒風(fēng)險。但釩電池成本依然較高，產(chǎn)業(yè)鏈建設尚不完善，還需要更多的技術(shù)研發(fā)投入和規模效應來(lái)降低成本。

電化學(xué)儲能還處于暴發(fā)初期，依靠單一技術(shù)路線(xiàn)在降本方面將很快出現瓶頸，多點(diǎn)開(kāi)花、加強多技術(shù)路線(xiàn)研發(fā)和相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈建設才是健康發(fā)展儲能的正確路徑。

如果說(shuō)成本的下降是儲能實(shí)現收益的基石，那么市場(chǎng)機制就是儲能實(shí)現收益的加速器。儲能在電源側、電網(wǎng)側和用戶(hù)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(jià)值。

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

典型的儲能規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(gè)典型的5萬(wàn)千瓦項目來(lái)說(shuō)，配置10-20%的儲能意味著(zhù)造價(jià)要增加2000萬(wàn)左右，在沒(méi)有明確應用場(chǎng)景的情況下，項目IRR將會(huì )下降0.3%。所以目前大多數風(fēng)光+儲能項目在中國經(jīng)濟性非常有限。

建立以新能源為主體的電力系統，不應簡(jiǎn)單依靠發(fā)電側配置儲能，還需要打通儲能參與輔助服務(wù)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(wǎng)側調頻調峰等儲能服務(wù)，風(fēng)光配儲能可取得更高經(jīng)濟性。根據天風(fēng)證券測算，光伏配置儲能后若儲能可同時(shí)參與解決棄光和輔助服務(wù)，項目IRR可達到6%以上。

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

3000萬(wàn)是起點(diǎn)不是終點(diǎn)

根據《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲能發(fā)展的指導意見(jiàn)》，到2025年，抽水蓄能以外的新型儲能裝機規模的目標是3000萬(wàn)千瓦以上。

風(fēng)光的發(fā)展經(jīng)驗告訴我們，可再生能源裝機規模往往遠超當時(shí)政策制定者的預期?！短?yáng)能發(fā)展“十三五”規劃》與《風(fēng)電發(fā)展“十三五”規劃》中提到，2020年底中國光伏和風(fēng)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(wǎng)光伏發(fā)電裝機容量2.5億千瓦，風(fēng)電裝機容量2.8億千瓦，分別是“十三五”規劃目標的240%和130%。

儲能的發(fā)展是否也會(huì )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，超出規劃50%。
筆者梳理了近期各省出臺的各省儲能規劃，從各省發(fā)布的規劃來(lái)看，其總量或許遠不止3000萬(wàn)千瓦。如下表所示，僅明確公布目標的6個(gè)省份總量就占到了全國總量的近80%；此外還有至少20個(gè)省份發(fā)布了新能源配置儲能的文件，“十四五”期間地方規劃的量將遠超3000萬(wàn)千瓦。 在“雙碳”目標的達成過(guò)程中，限制風(fēng)電、光伏，以及未來(lái)儲能發(fā)展規模的不是規劃中的數字，而是產(chǎn)業(yè)本身技術(shù)的發(fā)展、成本的下降和商業(yè)模式的創(chuàng )新。風(fēng)電和光伏的度電成本在“十三五”期間經(jīng)歷了大幅的下降，并在“十三五”末期基本達到平價(jià)水平。同時(shí)光伏在應用場(chǎng)景上也不斷創(chuàng )新，開(kāi)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(kāi)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(lái)真正推動(dòng)儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的不是規劃中目標裝機的限制，而是儲能產(chǎn)業(yè)鏈中創(chuàng )新技術(shù)的發(fā)展、自身成本降低、安全性能的提升以及應用場(chǎng)景的多元化。再結合未來(lái)電力市場(chǎng)改革政策機制的創(chuàng )新、風(fēng)電和光伏產(chǎn)業(yè)的持續發(fā)展，儲能才能更好實(shí)現更好的發(fā)展，才能持續有力的支持“雙碳”目標的達成。