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跨界儲能，拿下沙特紅海新城儲能項目，該項目儲能規模達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鍵技術。

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

儲能是支撐高比例可再生能源

電力系統的關鍵技術

隨著我國碳中和目標的提出，可再生能源在未來電力系統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，對電網的穩定性也提出了新的要求。可再生能源的引入使得發電側變得不穩定。比如風電的發電高峰會隨著天氣而產生季節性及地區性的變化，光伏則在夜晚或陰雨天無法發電，二者皆不可根據用電需求進行調節。

這就需要引入額外的電力調節設備來保持系統的穩定性。傳統的火電機組、燃氣機組都是電力系統靈活性資源，根據國家電網測算，到2035年，風、光裝機規模分別將達到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5億千瓦左右的調節能力。

儲能，則是解決這一問題的關鍵技術，且儲能在電力系統中的應用場景非常豐富。

在發電側，儲能可單獨或與風光電站共建，起到電力調峰、輔助動態運行、系統調頻、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

雙措并舉發電側儲能最受重視

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展。

2021年國務院印發了《2030年前碳達峰行動方案》，《方案》中提到儲能共13次。發改委、能源局發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》給出了對于儲能發展的具體方向，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。文件雖然對發電側、輸電側和用戶側儲能的發展均做出了強調，但在用詞中加以區分，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展”，可明顯感到對發電側儲能更加重視。

而后，中美在COP26期間發布《中美關于在21世紀20年代強化氣候行動的格拉斯哥聯合宣言》。《宣言》中再次提到“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電側與可再生能源的結合應用。

此外，各省在發電側紛紛出臺儲能配套政策。根據BNEF統計，2020到2021年，全國已經有至少20個省區在新增平價風電、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。

成本下降和成熟的商業模式

是自身造血之本

成本和商業模式才是一個產業成熟發展的必要條件，補貼只是發展初期的催化劑。補貼曾經支撐了光伏產業的快速發展，但2018年的“531新政”引發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新應用實現了產業的恢復和蓬勃發展。

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。

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。比如從原材料和安全性角度看，釩電池占有巨大優勢。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，產業鏈建設尚不完善，還需要更多的技術研發投入和規模效應來降低成本。

電化學儲能還處于暴發初期，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和相關產業鏈建設才是健康發展儲能的正確路徑。

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模式可以匹配儲能的多元價值。

以發電側為例，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、規則有待完善，這就不利于將儲能的價值變現，發電側配儲能意味著純粹的成本投入。

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，不應簡單依靠發電側配置儲能，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展。

3000萬是起點不是終點

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

風光的發展經驗告訴我們，可再生能源裝機規模往往遠超當時政策制定者的預期。《太陽能發展“十三五”規劃》與《風電發展“十三五”規劃》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”規劃目標的240%和130%。

儲能的發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，超出規劃50%。
筆者梳理了近期各省出臺的各省儲能規劃，從各省發布的規劃來看，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，以及未來儲能發展規模的不是規劃中的數字，而是產業本身技術的發展、成本的下降和商業模式的創新。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新，開創了農光互補、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的發展階段。站在2022年的起始，我們看到未來真正推動儲能產業發展的不是規劃中目標裝機的限制，而是儲能產業鏈中創新技術的發展、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新、風電和光伏產業的持續發展，儲能才能更好實現更好的發展，才能持續有力的支持“雙碳”目標的達成。