實現碳中和目標，時間短，任務重。這是一份沉甸甸的減碳承諾，是中國經濟發展進入全新階段的振臂一呼，更是中國的決心和魄力。

 

能源電力無法處身事外，作為能源轉型的重要環節，儲能行業猶是。

 

近年來，全球風電、光伏等可再生能源的裝機占比與發電占比持續提升，對電力系統的安全穩定運行帶來沖擊。因此，“可再生能源+儲能”才是能源轉型的終極解決方案，可在減少碳排放的同時確保電力系統的穩定性與可靠性。

 

目前，風、光發電都可以做到平價，但“可再生能源+儲能”只能在電價較高的地區才具有經濟性，大規模發展受到商業化掣肘。可喜的是，儲能技術創新步履不停。以鋰電池為例，過去10年里，鋰電池儲能在循環次數、能量密度、響應速度等方面均取得巨大進步。2020年鋰離子電池成本降至137美元/千瓦時，較2013年下降了80%，成本下降正在突破鋰電池在電力儲能領域大規模應用的經濟約束。

 

 

 

德美日等發達國家在儲能技術創新和商業模式創新方面都進行了大量的領先實踐，能源轉型取得了顯著成效，對我國的儲能產業發展具有重要的借鑒意義。

 

 

2000年，德國就提出了全面能源轉型戰略，是全球能源轉型的燈塔國。2020年，德國可再生能源發電量為2330億度電，發電量占比達到49.3%，2011年這一數據剛達到20%。

 

德國的可再生能源能占比如此之高，與德國儲能技術進步與儲能商業模式創新密不可分。德國儲能產業發展具有如下幾個顯著特點：一是政府發揮引導功能。德國儲能產業發展的初期，政府為儲能產業提供補貼。2013年德國復興信貸銀行與德國環境部推出了針對戶用儲能（<30千瓦）的補貼措施，與戶用光伏搭配的儲能系統（需接入電網）可獲得低息貸款以及初始投資成本30%的補貼，該補貼2018年退出后，用戶側儲能增長勢頭并未受到影響。二是行業組織為儲能發展制定標準與規范。2016年，德國標準化研究所、德國標準協會和德國電氣電子和信息技術協會聯合制定了《德國儲能標準化路線圖》，為德國儲能發展提供了清晰的路線。三是充分發揮市場功能。由于德國居民電價較高，隨著光伏系統和儲能成本的下降，戶用儲能裝機得到了迅速發展。截至2020年，德國戶用儲能裝機已達8.8萬套。

 

 

美國儲能產業的發展走的是高度市場化路線，市場機制為儲能提供了順暢的成本傳導機制和豐富的收益來源。以美國加州為例，截至2019年底加州已累計投運47個電池儲能項目（僅包括供電側及大型工商業項目），項目總功率達255兆瓦，總裝機量為650兆瓦時，占比超過全美儲能裝機容量的1/3。

 

加州儲能市場的發展主要得益于投資儲能有利可圖：一是隨著光伏在電力裝機中的占比持續提升，近年來加州的電力供需結構發生了顯著改變。2010~2019年，光伏在加州電力總裝機中的占比由0.2%提升至14.1%，發電量占比則由0.04%提升至13.1%，電力供給結構的改變拉大電力批發市場的價格曲線，從2016年的約30美元/兆瓦時提升至2019年的約50美元/兆瓦時，有助于提升儲能項目的收益。二是電力輔助服務是加州供電側儲能項目另一個重要的收益來源，近年來各類輔助服務的平均出清價格呈明顯上升趨勢，儲能項目的收益亦有望隨之提升。三是除了市場化的峰谷套利、輔助服務收益，加州大型公用事業公司的儲能設施還可被納入電網資產，通過政府核定的輸配電價收回成本。

 

 

日本儲能項目大部分應用在電力輸配領域，在電池儲能技術創新和應用領域保持領先，構建了覆蓋儲能研發、制造和商業化應用的完整產業鏈。

 

比如福岡縣Buzen變電站鈉硫電池項目和福島Minami-Soma變電站鋰離子電池項目，就是依托大規模儲能電池系統提升電網供需平衡的示范項目，支持九州電力公司和東北電力公司通過安裝儲能系統向電網中引入更多的可再生能源。福岡縣Buzen變電站鈉硫電池項目系統總容量50兆瓦/300兆瓦時，可以滿足大約30000戶家庭一天的電力需求。福島Minami-Soma變電站鋰離子電池項目距離福島核電站16英里，該地區可再生能源資源豐富，該項目正是通過利用鋰離子電池儲能系統存儲或釋放可再生能源電力，從而更好地管理和提升電網供需平衡，同時平抑因大規模可再生能源并網而引起的電力波動。

 

此外，日本的儲能裝備企業具有全球競爭力，東芝、夏普、三井、田淵電機、日產等企業都具有相當的儲能技術實力，這些企業在全球儲能市場表現活躍。

 

 

國內在儲能產業發展方面并未落后國外發達國家，在某些環節甚至保有一定領先優勢，儲能安裝容量也位居世界前列，是全球電池生產大國。國內為引導儲能產業發展，在政策安排、標準制定、技術創新和試點示范方面都開展了大量工作，取得顯著成效。

 

 

 

國家高度重視儲能產業發展。“十三五”期間就把儲能列入戰略性新興產業，給予政策支持。“十四五”規劃明確提出要實施電化學儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等儲能示范項目，為我國儲能產業的發展提供了明確的戰略路徑和堅強的政策支持。2021年4月，國家發展改革委、國家能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見（征求意見稿）》，提出儲能發展的主要目標：到2025年，實現新型儲能裝機規模達3000萬千瓦以上。到2030年，實現新型儲能全面市場化發展，新型儲能技術創新和產業水平穩居全球前列，標準體系、市場機制、商業模式成熟健全，與電力系統各環節深度融合發展，裝機規模基本滿足新型電力系統相應需求。屆時，新型儲能成為能源領域碳達峰碳中和的關鍵支撐之一。

 

地方政府亦積極推動儲能產業發展。2020年以來多地政府相繼出臺鼓勵儲能發展的相關文件，要求或鼓勵可再生能源發電項目配置一定比例的儲能。截至目前，全國至少有10個省（市）出臺了“新能源+儲能”的政策。比如青海省發改委下發的《支持儲能產業發展的若干措施（試行）》，該措施要求新建新能源項目配套的儲能容量原則上不低于項目裝機量的10%，儲能時長不低于2小時；山東省鼓勵風電、光伏發電項目優先租賃共享儲能設施，租賃容量視同其配建儲能容量；陜西省鼓勵地方政府或大型企業牽頭在升壓站附近配置集中式儲能電站。

 

 

我國從2010年開始開展電力儲能標準的制定，目前成立了中電聯抽水儲能標委會和全國電力儲能標準化技術委員會（簡稱儲能標委會）。前者負責抽水儲能相關技術標準的制定，已經制定發布了《抽水蓄能電站檢修導則》《抽水蓄能電廠標識系統（KKS）編碼導則》等多項標準。后者于2014年5月由國家標準化管理委員會批復成立，由中國電力企業聯合會指導，秘書處掛靠中國電力科學研究院。儲能標委會歸口管理除抽水蓄能相關技術標準之外的其他所有類型的儲能，目前已經編制發布了《電化學儲能系統接入電網技術規定》《電力儲能用鋰離子電池》等多項國家標準，為我國儲能產業發展提供了發展規范。

 

 

儲能技術主要分為物理儲能和化學儲能兩種類型，物理儲能包括抽水儲能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等，化學儲能主要為電池儲能，包括鋰離子電池、鉛酸電池、鈉硫電池等。目前全球儲能裝機超過90%為抽水儲能，抽水儲能技術比較成熟，但是受制地理環境限制和成本無法進一步大幅降低，未來發展空間有限，壓縮空氣儲能和化學儲能才是未來大勢所趨。

 

在壓縮空氣儲能方面，國內已經把能源綜合效率提升到60%以上，清華大學盧強院士團隊研發的零排放壓縮空氣儲能技術已經實現了商業化應用。在化學儲能方面，巨大市場需求拉動國內儲能領先企業加大研發投入，尤其是鋰電池技術方面保有一定創新優勢，比如寧德時代采用CTP技術、高鎳技術、高電壓技術、超薄基材等技術，在降低成本的同時大幅提升了鋰電池的能量密度，達到215瓦時/千克。

 

 

目前，國內電力系統的儲能裝機中抽水儲能裝機容量占比超過90%，且壓縮空氣儲能、化學儲能也開始大規模試點示范。比如，2020年開工的金壇鹽穴壓縮空氣儲能國家試驗示范項目一期建設1套6萬千瓦×5小時的鹽穴非補燃式壓縮空氣儲能發電系統，發電年利用小時數約為1660小時，電換電效率為60%以上，使用壽命超過30年，二期規劃建設規模為35萬千瓦，終期規模將達100萬千瓦。2019年開工建設的大同云岡礦廢棄煤礦巷道儲能電站示范項目，依托原來挖煤的巷道，變成儲能壓縮空氣站，利用棄風、棄光、棄水和“低谷電”，以100~120個大氣壓的高壓空氣進行儲能，系統綜合效率較高，電站裝機總規模達100兆瓦。此外，江蘇建成了10萬千瓦級的電池儲能電站，相當于一個20萬千瓦的中型發電廠1小時發的電，可以同時滿足17萬戶居民的用電需求。

 

 

其一，儲能產業發展的方向是市場化。從國家發展改革委、國家能源局發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》來看，短期內在供電側以強制性或鼓勵配套儲能為主，長期目標是基于技術創新和市場機制完善，實現儲能產業市場化發展。從國外的發展經驗也能清晰看到這一點——政府支持在一段時間過渡后，主要由市場需求拉動和技術進步驅動儲能產業發展。國內已經形成了覆蓋儲能技術研發、裝備制造、系統集成、投資運營和回收利用的完整產業鏈，尤其在制造環節具有全球競爭力，寧德時代、比亞迪等企業是電池生產的領先者。

 

其二，電力供需雙側都將迎來儲能發展的戰略機遇。在發電側，抽水儲能在一段時間內仍然是最主要的儲能方式，壓縮空氣儲能也有望在發電側得到大規模發展。由于政策強制性或鼓勵新能源項目要配置一定容量的儲能，“新能源+儲能”會刺激儲能產業在發電側爆發。在用戶側，國內工商業戶用儲能機會逐漸顯現，一方面儲能系統具有調峰的作用，可使實際的用電功率曲線更加平滑，從而降低用戶的尖峰功率以及最大需量，起到降低基本電價的作用；另一方面目前全國較多地區工商業用電已實行峰谷電價，儲能系統可將用戶高峰時間的用電量平移至低谷時段，尤其在一些峰谷價差比較大的地區，比如上海、湖北、江蘇等地大工業用戶（最高電壓等級）的夏季峰谷價差超過0.7元/千瓦時，儲能發展空間更加巨大。國內居民戶用儲能市場與德美澳等發達國家不同，還不具備大規模爆發的條件，因為國內住宅較多為樓房，無獨立屋頂，且居民電價相對較低，建設居民戶用儲能系統不劃算。

 

其三，化學儲能有望成為主要儲能形式。目前抽水蓄能是全球電力系統中主要的儲能形式，據中關村儲能產業技術聯盟統計，截至2020年底，全球已累計投運電力儲能項目189.8吉瓦，其中抽水蓄能的占比為90.9%，電化學儲能占比僅為6.9%。雖然抽水蓄能規模大、壽命長、技術成熟，但只有具備特定自然地形條件的地區才能進行建設，因此持續增長的電力儲能需求仍需由其他的儲能形式進行填補。從新增裝機情況來看，近年來電化學儲能已成為主流，2012~2020年全球電化學儲能裝機由不到1吉瓦提升至超過13吉瓦，貢獻了全球電力儲能裝機的主要增量。

 

其四，“新能源+儲能”平價時代或將來臨。無論從技術進步還是成本下降速度來看，“新能源+儲能”平價時代都有望在“十四五”期內實現。新能源發電從開始規模化發展到平價時代大概用了2~3個五年規劃，鋰電池儲能成本過去10年下降了80%多，距離儲能平價時代已不遙遠。隨著平價時代的到來，儲能產業發展將會進入全面爆發的黃金時代。