來源：證券時報

隨著碳達峰、碳中和“3060”目標的提出，以光伏、風電為代表的可再生能源戰略地位凸顯，儲能作為支撐可再生能源發展的關鍵技術，有望站上下一個風口。據測算，到2030年我國大部分地區光儲結合可實現平價，儲能市場空間可達1.2萬億以上。

應當注意到，今年以來，多地出臺政策支持“新能源+儲能”模式的發展，從措辭上來看，地方對儲能的態度也從“鼓勵”、“建議”轉向“優先”和“要求”。除了電源側儲能的強勢推廣，新興的用戶側儲能應用也得到極大發展。然而，看似繁榮的表象背后，儲能行業仍存在成本較高、電源側用戶接受度低，甚至“劣幣驅逐良幣”等隱憂。

擁抱萬億市場，儲能還有很長的路要走，而政策支持、技術變革、模式創新成為業內共識。

多省市力推 “新能源+儲能”

國內的儲能行業先后經歷了多個發展階段，從不同應用場景來看，由于用戶側儲能的商業模式較為明確，也成為最早興起的儲能應用。一般而言，波峰波谷電價存在高低差異，用戶側儲能可以利用這一差價固定盈利，這也成為驅動用戶側儲能建設的主要動力。不過，隨著工商業電價的持續走低，上述峰谷差價逐漸壓縮，用戶側儲能的盈利空間隨之收窄。種種因素作用下，用戶側儲能的裝機規模在2018年被電網側儲能趕超；同時，隨著儲能成本計入輸配電價的提議落空，電網側儲能項目也遭遇“急剎車式”的尷尬。面對應用場景的不斷更迭，電源側儲能受到關注。據不完全統計，今年以來，至少有11個省份要求新能源電站配置儲能，其中9個省份明確了儲能容量的大小和時長，1個省份要求按照電網調度的要求配置儲能，1個省份在項目申報打分環節中對配置儲能的項目給予優先。

青海的政策就有一定代表性。今年1月，青海省印發了《支持儲能產業發展的若干措施（試行）》，在諸多支持措施中首先提到，積極推進儲能和可再生能源協同發展，一是實行“新能源+儲能”一體化開發模式。二是實行“水電+新能源+儲能”協同發展模式。針對“新能源+儲能”模式，青海省表示，新建新能源項目，儲能容量原則上不低于新能源項目裝機量的10%，儲能時長2小時以上。對儲能配比高、時間長的一體化項目給予優先支持；同時，儲能項目中自發自儲設施所發售的省內電網電量，給予每千瓦時0.10元運營補貼。

青海的政策只是當前地方政府強推“新能源+儲能”的一個縮影，其他省份還包括寧夏、甘肅、廣西、山東等。綜合來看，各地政策要求配置儲能的比例大多以不低于5%、10%或20%進行分檔分級，并且普遍明確“儲能時長要在2小時以上”。值得一提的是，自去年以來，各地有關新能源配置儲能的政策文件中，措辭也逐漸發生了變化。例如，“鼓勵”和“建議”等措辭更多地轉變為“優先”和“要求”，地方政府力推“新能源+儲能”模式的情況可見一斑。

從儲能市場的發展經歷來看，并非一帆風順，那么，為何當前時點儲能會再度受到關注？新能源事業部副總經理曹建在接受證券時報·e公司記者采訪時指出，“十四五”是實現“雙碳”目標的關鍵年、窗口期，而實現“雙碳”目標，無疑要加快能源結構改革，加大新能源的發展力度。

“儲能正從商業化初期的摸索向規?；l展過渡。在經歷了‘十三五’的項目示范后，儲能技術路線、成本水平、安全可控等已經具備了相對成熟的應用可行性，在各地相繼出臺的政策牽引下，儲能開始進入新的發展階段。這對于儲能的發展是必須的、也是及時的。”曹建說道。

地方政府力推儲能背后，“新能源+儲能”的規模也獲得了極大發展。陽光電源儲能銷售中心總經理陳志向記者介紹說，得益于當地電網公司和各省主管部門出臺的導向性政策，2020年中國儲能市場70%份額來源于“新能源+化學儲能”。

注意到，國家層面也正醞釀對儲能行業的支持政策。根據江蘇省發改委日前披露的信息，國家發展改革委價格司副司長彭紹宗一行赴江蘇調研。調研組聽取了新型儲能電站建設、運營企業的項目投資和建設、運營模式、成本費用回收方式、地方政府補貼、下一步投資意愿等方面的情況，并與企業就生產經營中遇到的困難問題和相關政策建議進行了交流。

儲能成本高企 難題待解

“新能源+儲能”的組合雖被業界廣為看好，但在落地過程中卻出現了諸多“水土不服”的情況，讓各路參與方叫苦不迭。

目前，“配置儲能優先并網”已經由電網企業與新能源開發商私下達成的一種潛規則，逐漸變為明規則，而在缺乏疏導機制的情況下，新增的儲能成本被“一邊倒”地集中在發電企業，這對剛剛邁入平價時代的新能源項目來說，可謂“壓力山大”。

華東地區一位儲能從業人士在接受證券時報·e公司記者采訪時表示，對于發電企業來說，目前電源側的儲能成本是額外增加的，只能選擇在項目內部自行消化。“光儲和風儲強制配套，從技術角度看并不是最好的，從發揮經濟性最大化的角度來講，儲能只在發電側與光、風配合，還不能達到最佳效益。”陳志告訴記者，“上述組合的經濟性在很大程度上會受到電網調度方式和頻次的影響。”

“從目前的情況看，發電集團要投資儲能，經濟性并不可控，而且也很難確定儲能設備的性能指標，更無法談什么標準了。”陳志表示。一家央企風電運營商人士也向證券時報·e公司記者談到這一苦衷，對于新能源運營商而言，儲能最大的制約就是成本，成本會直接降低收益水平。“如果收益達不到我們的要求，那么配儲能的項目現在就做不了，作為央企，我們所有項目的收益率是有嚴格標準的。”

該人士進一步指出，相比電化學儲能，更加認可的儲能方式是抽水蓄能。不過，抽水蓄能的成本雖然比較低，但也需要面對項目審批、建設周期長以及未來電價走勢不明朗等風險。“短期之內，運營商做儲能，更多的是根據項目實際要求，比如，當地政府要求只有配備了儲能才可以獲取新的新能源項目，我們才可能去做儲能，否則目前是肯定不會的。”

電化學儲能的優勢是靈活性高，但在缺乏標準的強配模式下，以成本為導向的儲能模塊，“劣幣驅逐良幣”的現象已經出現。“由于未來收益并不明確，大家可能會傾向于配置性能較差、初始成本較低的儲能，導致市場上充斥低性能的儲能設備，影響行業健康發展。” 陳志坦言。

“‘新能源+儲能’項目大部分是最低價中標，去年一年，發電側配置的儲能成本被砍了1/3。”國軒高科儲能事業部負責人韓一純告訴證券時報·e公司記者，很多企業配儲能主要是為了滿足政策要求，加速并網，至于對電網的調節深度、響應速度、備電時長等具體性能是否合規，似乎也沒有人去追究這件事。不過，這種情況在未來肯定會有所改善。

值得一提的是，不同于早期的新能源發電項目，儲能并未獲得過多的補貼青睞。目前，在電源側加裝儲能時，除新疆和青海外，各省份均沒有任何補貼。青海的補貼情況正如前述，新疆則是對根據電力調度機構指令進入充電狀態的電儲能設施，給予0.55元/千瓦時的充電電量補償。

“青海和新疆的補貼實際上也難以覆蓋儲能的投資成本，以國內市場的儲能價格，儲能企業是很難盈利的。”陳志表示，以配備比例來說，按照目前的儲能成本，綜合測算光伏電站的收益水平，我們覺得平均配備15%、2小時左右的儲能比例，是一個多方都能接受的結果。有些省份由于儲能配比要求過高，導致2020年項目落實難上加難。

今年兩會期間，通威集團董事局主席劉漢元也關注到了“新能源+儲能”面臨的問題，并建議不強制要求可再生能源發電項目配置儲能系統，對于自愿配置儲能系統的可再生能源發電項目，在保障全額收購的基礎上，在儲能電價上設置適當的補貼價格。

用戶側儲能前景可期

隨著以鋰電池為主的電化學儲能技術的發展，電源側以外的儲能應用場景被持續發掘，衍生出了系列新業態，其中，用戶側儲能被業內人士廣為看好。

“電源側儲能只能算是一個中間階段，并不是最終的解決方案。目前來說，電源側儲能仍然是較為被動的，大部分依靠政策驅動，并沒有真正站在優化的系統去考慮。” 安徽中科海奧電氣股份有限公司董事長陳滋健告訴證券時報·e公司記者，“我們認為，未來分布式的用戶側儲能會有很大的發展空間。因為電網的最終平衡還是要依靠發電與用電的高效對接，而泛在的用戶側儲恰恰能精準滿足這種需求。”

韓一純也表示，隨著工商業的發展和交通電動化的推進，用電量和電力負荷將持續加大，用戶側儲能市場需求有望大幅增加。隨后，他向記者展示了幾個典型的應用場景：“比如在一些輸配電擁堵的地方，像老城區，因為負荷增大有擴容需求，而電網的規劃和配網速度又沒有那么快，這個時候如果配上儲能，做一個虛擬擴容，就可以快速解決負荷問題；又比如，隨著電動汽車的普及，充電設施的建設會逐步跟上，在充電負荷顯著增加的情況下，如果能在充電站對配置儲能系統，一方面緩解了充電高峰時充電樁大電流充電對區域電網的沖擊，另一方面通過峰谷差價，給充電站帶來了非?？捎^的收益。”

事實上，上述應用領域也得到了政策的推崇，且在多地被示范推廣。去年我國發布的《新能源汽車產業發展規劃（2021-2035年）》中，明確提出鼓勵“光儲充放”多功能綜合一體站建設。2020年以來，國網已在浙江溫州、河北饒河、石家莊、寧夏銀川、北京延慶等地建設了多個光儲充一體化充電站，并陸續與寶馬、東風等整車廠開展相關領域的合作。“與電動汽車所相結合的儲能業態，我認為未來5年有望迎來一個爆發性的發展。”韓一純坦言。

眼下，換電模式的盛行正為儲能孕育新的土壤。“其實，換電是一種典型的用戶側儲能，只是由于目前直流電能快速轉換技術尚未普及，用‘換’的技術先行發展。伴隨著電池性價比和用戶側儲能技術的提升，直流微電網或將成為主流。”陳滋健表示。

“只要電池的循環壽命足夠長，儲能和動力最終會融為一體。”韓一純表示。除此之外，基站儲能也是用戶側儲能新興起的一個分支。去年初，中國移動曾采購通信用磷酸鐵鋰電池產品6.102億Ah，最高投標限價25.08億元；中國鐵塔與中國電信也曾就磷酸鐵鋰電池展開聯合招標或單獨招標?？偟膩砜?，新基建推動5G建設進入高峰，基站儲能市場需求正迅速增長。

當然，在用戶側儲能尚未形成規?；瘧弥?，諸多問題也仍需正視。目前，在工商業領域，用戶側通過儲能電站進行峰谷套利的模式已經較為成熟，但業內人士表示依然有待政策完善。

產業鏈各方積極備戰

雖然儲能市場的發展還面臨不少問題，但儲能的潛在規模絲毫不會讓人懷疑。在鋰電池儲能系統中，成本占比最高、也最重要的三個環節分別是鋰電池、PCS（逆變器）和BMS（電池管理系統）?？梢钥吹?，儲能行業爆發前夕，產業鏈各方正積極備戰。

電池成本占據儲能系統總成本的比例超過60%，是最重要的環節之一。韓一純向記者表示，對于電池制造企業來說，最重要的就是做好標準化產品。“目前我們的規劃是盡可能多地綁定外部合作伙伴，然后把我們的標準產品釋放給外部平臺，讓他們去拓展不同的應用場景。”

科華數據在儲能PCS方面具有核心優勢，公司儲能業務負責人告訴記者，單純就儲能PCS來講，其硬件成本占據系統成本的比例約10%；但作為鏈接儲能電池和電網的核心器件，儲能PCS的作用是遠遠超出其成本占比的。“如果將儲能系統比喻成一套成熟運行的穩定人體系統的話，儲能PCS可謂控制系統的中樞神經系統，起到了連接大腦和肢體的銜接作用。”科華數據在儲能于發輸配用等多場景積累了豐富的經驗，同時拓展了微網、綜合能源以及賦能低碳IDC等多領域的創新應用，正是基于這些創新的積累，科華也對儲能有著新的認知。

曹建介紹說，目前，儲能系統正朝著高電壓能級、高能量密度的方向發展，通過提高系統電壓、能量密度實現度電成本的下降，促進儲能成本曲線不斷下降。值得注意的是，儲能系統的安全性、電池的回收再利用等也在客觀上制約著儲能行業的健康、持續發展。另外，儲能行業標準缺失、滯后，商業模式不健全等也在“軟”的方面給儲能行業帶來了困擾。

科華數據一方面通過布局儲能系統集成，整合產業發展生態實現儲能經濟性得到提升；另一方面也牽頭制定了多項儲能標準，打通產業鏈關鍵技術接口，推動建立統一、有序的行業發展方向。

記者注意到，雖然電源側儲能的成本難題還有待解決，但行業內已經有企業開始扮演“吃螃蟹”的角色。例如，去年末，金風科技首個風儲配套項目—安徽靈璧一期50MW風電和10MW/10MWh儲能項目（下稱靈璧項目）升壓站一次配套儲能系統帶電運行成功。

至于業內廣泛關注的儲能收益模式問題，金風科技提到，隨著2021年安徽省開放電力交易市場，靈璧項目的“風電+儲能系統”將直接參與電力現貨市場交易，充分發揮儲能的雙向調節特性，提升風電場在電力現貨市場中的收益，打造儲能電源側綜合收益新模式。

“從儲能行業自身而言，各個企業應當加強核心零部件及材料、產品技術、盈利模式等方面的創新，在有序競爭的基礎上形成合力，統一行業標準，共同促進行業快速、健康地發展。”在曹建看來，儲能行業參與者的內生動力十分關鍵。

同時，他也指出，促進儲能產業快速、健康、穩定發展還需要政策、金融和電網的大力支持。“政策要充分鼓勵企業的創新并且在盈利模式上給予政策支持；金融機構加強資金支持，鼓勵儲能企業加強創新研發，鼓勵用戶側使用儲能；電力系統鼓勵配有儲能的電站通過完善商業模式充分體現其價值。”曹建向記者說道。