4月21日晚，寧德時代發布的2021年財報顯示，報告期內公司營收首次突破千億元大關，凈利潤近160億元，超過2018～2020年三年總和。其中，儲能系統營業收入暴增，高達136.24億元，同比增長6倍。
資本市場上，儲能站上了風口。2021年以來，儲能板塊相關企業盈利增長十分亮眼，儲能產業正迎來新的發展機遇期。除了寧德時代，相關公司如陽光電源、科華數據等股價均實現了翻倍增長，整體業績飄紅。
頭部企業爭鋒儲能戰場的背后，是我國新型儲能裝機迎來的爆發式增長。國家能源局數據顯示，到2021年底，我國新型儲能累計裝機超過400萬千瓦，“新能源+儲能”、常規火電配置儲能、智能微電網等應用場景不斷涌現，國家和地方層面政策機制不斷完善，對能源轉型的支撐作用初步顯現。
2021年印發的《2030年前碳達峰行動方案》進一步提出，到2025年，新型儲能裝機容量達到3000萬千瓦以上；到2030年，抽水蓄能電站裝機容量達到1.2億千瓦左右，省級電網基本具備5%以上的尖峰負荷響應能力。
碳達峰碳中和背景下，又有國家政策和市場需求的雙重加持，儲能領域將迎來怎樣的發展新局面？
01
儲能的發展背景
1、全球零碳競賽&能源結構轉型
自《巴黎協定》簽署以來，主要國家相繼制訂了一系列有關限制碳排放的政策，根據聯合國環境規劃署《2020 排放差距報告》，截至 2020 年 12 月初，占全球溫室氣體排放量達 51%的 126 個國家已通過、宣布或正在考慮實現“凈零目標”。
我國方面，2020 年 9 月 22 日，在第 75 屆聯合國大會一般性辯論上，習近平主席提出，中國的二氧化碳排放力爭于 2030 年前達到峰值，努力爭取 2060 年前實現碳中和；
歐盟方 面，2019 年 12 月，“綠色協議”公布歐盟委員會將會努力實現整個歐盟 2050 年凈排放目標；在此基礎上，2020 年 9 月，歐盟正式提出 2050 年實現碳中和，2030 年減排 55%的目標及具體的實現路徑;之后，在 2020 年 10 月，歐洲議會通過了環境部提出的 2030 年減排 60%的目標。
高能源消費下，要達成《巴黎協定》所設定的目標，有效降低CO2排放量，全球能源系統必須從火力發電為基礎的能源結構，轉變為以再生能源、核能等低碳能源為主要電力來源。但能源轉型是一條較為曲折且艱難的路線。據彭博預測的零碳路徑，以2019年為基準，到2030年全球碳排放量需下降30%，到2040年下降 75%，到2050年達到零排放。
同樣根據彭博預測，到2030年，可再生能源消費占一次能源消費比重上升到34%；到2050年上升至 90%。其中風電光伏是消費主力，到2030年，風光消費占一次能源消費比重上升至16%，到2050年上升至70%。
2、現有電網的穩定性、電力系統消納能力均不足
大量可再生能源發電并網將對電網穩定性提出挑戰。根據美國能源信息署(EIA)最新報告《國際能源前景 2021》預測，未來能源結構中可再生能源的比例將越來越高，而在可再生能源的選項中，風能與太陽能將成為國際上推動再生能源發展的主要項目。但這兩類型的再生能源有個最大的共通點，就是對天氣有著高度的敏感性(如光照、風速等)，故而先天具有間歇性和波動性。電力系統具有很高的穩定性要求，隨著可再生能源的規模越來越大，大容量的再生能源發電裝置直接并入電網將會對現有電網的調度控制和安全運維帶來巨大挑戰。
目前的電力系統消納能力不夠，導致棄風和棄光。電力系統平衡的原則是跟蹤負荷變化，并以此調節常規電力供應，當大量新能源接入電力系統時，常規電源不僅要跟隨負荷變化，還需要平衡新能源的電力波動，因此電源調節能力影響新能源消納程度。
隨著新能源發電的迅猛發展，靈活調峰電源、火電調峰能力嚴重不足；輸送端與主網的互聯不充分導致外送不充分，是兩個產生棄風棄光的最主要原因。
近些年隨著我國光伏、風電等的大力發展，電網遇到的壓力越來越大。從中國能源網披露的歷年棄風、棄光率的數據可以看到，2020年我國棄風、棄光率的下降趨勢趨緩。日后若不提升電力系統的消納能力將會繼續導致浪費。
02
儲能的發展邏輯
儲能，顧名思義，就是將能量儲存起來，需要的時候再釋放出來，類似于一個大型“充電寶”。儲能應用范疇十分廣泛，日常生活中的便攜式移動電源、新能源汽車動力電池、儲能電站的超大型電池組，都屬于這一領域。
由中國化工學會儲能工程專業委員會撰寫的《儲能技術及應用》一書中這樣寫道：“所有儲能技術都包含熱力學中的不可逆過程，而這些過程都有損失，所以能不儲就不儲，不要為了儲能而儲能?！?
這樣看來，儲能過程反而對能量有損失，實際上是無奈之舉，且不可避免會帶來新增成本。那為何還要發展儲能呢？
答案就是“雙碳”。
“‘雙碳’將是一次經濟社會的大轉型?！p碳’的本質是更高質量地可持續發展，‘雙碳’的關鍵是系統性的能源革命?！辈稍L中，中國科學院工程熱物理研究所副所長陳海生告訴《環境經濟》，在這個過程中，能源首當其沖也責無旁貸。
這一點在國家層面已有相關部署。在“十四五”規劃和2035年遠景目標綱要中，我國明確了單位GDP能源消耗和二氧化碳排放分別降低13.5%和18%的目標，并在構建現代能源體系下提出“推進能源革命，建設清潔低碳、安全高效的能源體系，提高能源供給保障能力”。
2021年3月召開的中央財經委員會第九次會議同樣提出，實施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構建以新能源為主體的新型電力系統。
“未來，我國能源結構中的可再生能源將從補充能源變為主體能源?！标惡ＩJ為，相應地，以集中式為主的電力系統將轉化成以集中式和分布式相結合的以新能源為主體的新型電力系統，這將推動能源的生產、運輸、消費、技術和體制的深刻變革。
何為新型電力系統？以新能源為主體，占比究竟要達到多少才夠實現“雙碳”目標？
“新型電力系統是對傳統電力系統的繼承和發展，不是顛覆，也不是推倒重來。典型特征就是將以化石能源為主體的電力系統，變成以新能源為主體的電力系統?！痹诮张e行的“2021全球十大工程成就暨2021全球工程前沿發布會”上，中國工程院院士、華能集團董事長舒印彪在報告中提出“70、80、90”的目標，即以新能源為主體的新型電力系統的電氣化要實現的目標。
“70——在終端能源中電氣化要占到70%，現在只有27%；80——非化石能源的消費比重到2060年要達到80%以上，現在只有16%；90——非化石能源的發電量占比要達到90%?！笔嬗”胝f。
國家層面已有多方面考量。根據國家規劃，到“十四五”末，可再生能源發電裝機占電力總裝機的比例將超過50％；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、光伏總裝機將達12億千瓦以上，較2020年底躍升126%。
這幾個數字背后大有含義。統計數據顯示，2020年，非化石能源在我國一次能源消費中的占比約為15%，如果到2030年達到25%，則意味著十年的時間里，非化石能源的占比平均每年將提升一個百分點。據“清泉能源SpringEnergy”測算，這一個百分點，相當于4000萬噸左右的石油當量，比我國最大的油田——大慶油田當前的年產量還要高。
就裝機規模來看，我國現有的規劃尚未提出2030年全國全口徑電力總裝機規模目標。而截至2020年底，全國發電總裝機容量22億千瓦。若以這一時點為基數，到2030年，風電、光伏裝機量12億千瓦的目標占全國發電總裝機比例將超過一半。
03
時間緊、任務重，該如何推進？
今年的政府工作報告提到，2021年可再生能源發電裝機規模突破10億千瓦。與此同時，“推進大型風光電基地及其配套調節性電源規劃建設，提升電網對可再生能源發電的消納能力”被寫入2022年政府工作任務中。
總的來說，隨著“雙碳”進程不斷推進，新能源將成為各地的主力電源。眾所周知，新能源發電屬于“靠天吃飯”，具有隨機性、波動性和間歇性的特點，未來隨著強隨機性、波動性的新能源大規模并網，電網調峰、調頻壓力將不斷增大，保障電力穩定供應、實現高水平消納利用無疑將成為行業痛點。
據陳海生介紹，未來電力系統將呈現“雙高”——高比例新能源、高比例電力電子化的新特點?！盀榱藢崿F以可再生能源為主體的電力系統的負荷平衡，儲能將發揮重要作用?！标惡Ｉf。
儲能系統可有效提高電網安全性和穩定性?！半p碳”目標下，關于電力系統和能源系統的發展方向已經明晰，作為打通新型電力系統產業鏈的關鍵一環，儲能行業的發展邏輯可見一斑。
政策“組合拳”發力可再生能源消納。
在去年底召開的2022年全國能源工作會議上，國家能源局敲定了2022年能源工作七大重點任務，其中多次提及“儲能”，如加強抽水蓄能等調峰電站建設，推進煤電靈活性改造，推動新型儲能發展，優化電網調度運行方式；推動新型儲能規?；袌龌l展，探索氫能、綜合智慧能源服務發展新模式。
1個月后，山東省召開第十三屆人民代表大會第七次會議，提出加快構建以新能源為主體的新型電力系統，推進新型儲能規?；l展。
過去，山東省曾因煤炭消費占比高、煤電裝機占比高的“兩高”問題被批評。因此，近幾年山東積極發展新能源，將新型儲能納入山東能源發展“十四五”規劃，出臺全國首個儲能示范應用實施意見，發布2022年度總規模超3GW的29個儲能示范項目……截至2022年年初，山東省電化學儲能總裝機規模達76萬千瓦，相對完整的儲能產業鏈基本建成。
山東省推動儲能發展的實踐其實是不少地方的縮影。受新型電力系統目標影響，近年來，多?。▍^、市）以“雙碳”目標為抓手，積極響應相關指導意見，從產業鏈、應用推廣等方面加快儲能業務布局，倒逼儲能環節盡快取得突破。
實際上，儲能并不是一件新鮮事。陳海生向記者介紹，從發展歷程及趨勢來看，我國發展儲能已有約15年的時間，歷經技術驗證（2000～2010年）、示范應用（2011～2015年）、商業化初期（2016～2020年）階段，目前已經進入規?；?、產業化發展新階段（2021～2025年）。
一般來說，主要的儲能方式包括抽水蓄能、傳統壓縮空氣儲能、電化學儲能、熔融鹽儲能等。眾多儲能技術中，抽水蓄能使用規模最大、技術最成熟、成本也最低，其原理也很容易理解，就是在用電低峰期將水從低處抽到高處，在用電高峰期再將高處的水放下，利用高度差產生的重力勢能推動水輪發電機發電。
在體量上看，抽水蓄能的累計裝機規模占比約為90%。大規模抽水蓄能可應用于電力調峰，轉換效率可達70%～80%。但這一技術的短板在于對選址環境、地形條件及水文環境要求較高，建設周期長達3～5年，響應速度基本在分鐘級別。
除抽水蓄能外，以輸出電力為主并對外提供服務的儲能項目都算是新型儲能。其中，電化學儲能響應速度更快，可達百毫秒級，由于搭載了鋰電池、鉛酸電池等，擁有更高的能量密度和轉換效率，場景應用、建設周期更為靈活，更適合應用于一次調頻，增長潛力較大。
近日，中國能源研究會儲能專委會、中關村儲能產業技術聯盟發布的《儲能產業研究白皮書》顯示，2021年，中國新增投運電力儲能項目裝機規模首次突破10GW。其中，抽水蓄能新增規模8GW，同比增長437%；新型儲能新增規模2.4GW，同比增長54%；新型儲能中，鋰離子電池和壓縮空氣均有百兆瓦級項目并網運行。
根據這組數據可以判斷，2021年，儲能迎來了新的發展階段。與此同時，2021年出臺的諸多儲能相關的鼓勵政策文件，也讓大家吃了“定心丸”。
根據陳海生分析，“十三五”時期，儲能經歷了最為波動的發展階段。2017年，儲能指導意見應需落地，提升了儲能市場應用活躍度。2018年，我國儲能產業呈暴發式增長，當年新增投運新型儲能裝機規模達到882.9MW，國內已投運新型儲能累計裝機規模也首次突破GW。但進入2019年以來，我國新增投運新型儲能項目裝機規模僅為838MW。
“經歷了高速增長之后，我國儲能技術應用進入了調整期?！标惡Ｉ硎?，2020年在“雙碳”目標背景下，儲能作為構建零碳電力系統的關鍵組成部分，迎來了重大發展機遇。
為加快構建清潔低碳、安全高效的能源體系，促進儲能技術快速發展，國家能源局于2020年12月印發了首批科技創新（儲能）試點示范項目，示范項目分別采用了電化學儲能、物理儲能、儲熱等多種技術類型，并覆蓋了儲能的主要應用場景，示范效應明顯。
抽水蓄能方面，為適應新型電力系統建設和大規模高比例新能源發展需要，2021年9月，國家能源局發布《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》，提出到2025年，抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番，達到6200萬千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投產總規模較“十四五”再翻一番，達到1.2億千瓦左右。
新型儲能也迎來了新一輪的發展周期。2021年7月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，首次從國家層面明確了新型儲能的裝機目標。意見提出“兩步走”策略：到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規?；l展轉變，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。
2022年1月，兩部門又發布《“十四五”新型儲能發展實施方案》，進一步明確了新型儲能的發展目標，細化了重點任務，提升了規劃落實的可操作性，為加快推動新型儲能規?；?、產業化和市場化發展提供了指導。
地方也聞風而動。繼國家層面發布新型儲能實施方案后，《河北省“十四五”新型儲能發展規劃》印發，提出構建具有更強新能源消納能力的新型電力系統。到2025年，全省布局建設新型儲能規模400萬千瓦以上，具備規?；虡I化應用條件。
產業的快速有序發展離不開國家對儲能項目的規范管理。為此，2021年9月，國家能源局印發《新型儲能項目管理規范（暫行）》，明確電網企業應公平無歧視為新型儲能項目提供電網接入服務，引導新型儲能項目科學合理投資和建設。
儲能作為一種重要的電網靈活性調節資源，直接制約著可再生能源的并網進度。
“實現碳達峰關鍵在促進可再生能源發展，促進可再生能源發展關鍵在于消納，保障可再生能源消納關鍵在于電網接入、調峰和儲能?！?021年8月，國家發展改革委、國家能源局發布《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，正式明晰了發電端靈活性資源建設的邏輯。
根據通知，鼓勵發電企業通過自建或購買調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發電裝機并網規模，符合一定配建調峰比例的可享受優先并網等優惠政策。
實際上，為了解決風、光滲透率提升帶來的電網調峰調頻壓力，近兩年來，可再生能源配備儲能的應用模式已成為大勢所趨，不少地方關于新能源強制配備儲能措施的要求越來越明朗，有的出臺明文規定，有的在新能源競價的招標方案中提出要求。
據記者不完全統計，2020年，全國約有17個?。▍^、市）陸續出臺了鼓勵或強制新能源場站配置儲能的文件；2021年以來，已有超過20個?。▍^、市）提出了“風光儲一體化”。從政策來看，各地要求的儲能配置比例不盡相同，大致為5％～20％，一般要求儲能時長為2小時。
此外，一系列利好儲能的政策也密集釋放。如國家發展改革委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》《關于進一步完善分時電價機制的通知》等，核心目標都是為了促進可再生能源消納，推進“雙碳”目標實現。
04
火熱布局與現實困境
隨著政策趨于明朗，儲能產業熱度驟然升溫，資本產業入局者眾多。
如今，只有500萬人的北海道，儲能市場激戰正酣。據《科創板日報》報道，華為在日本已開始銷售2MWh儲能系統。盯上了資源豐沛、儲能短缺的北海道市場的除了華為，還有特斯拉、SB energy等外企及本土巨頭等。
對新能源需求十分迫切的日本，是全球第四大電力消費國。根據伍德麥肯茲發布的報告，預計到2030年，日本將成為第三大儲能國，未來市場空間廣闊。于是，除了競爭已然白熱化的中國和美國市場，不少企業將目光紛紛投向日本的儲能賽道。
據了解，日本規劃到2030年，新能源發電量比例要占到35%。為此，日本經濟產業?。∕ETI）劃撥了近9830萬美元給安裝鋰電池儲能系統的家庭和商戶，補貼高達66%。
之所以舍近求遠布局海外市場，部分企業還是基于中國補貼政策配套不足的考量。影響儲能應用及商業模式的關鍵因素還是政策。實際上，我國政府層面密集出臺利好儲能的政策基本是在2021年。有業內人士透露，低價時儲存電能、高價時售出電能，是儲能最清晰的盈利路徑。但我國當前并未實施階梯式費率，對企業來說，成本增加、收益率降低始終是儲能行業迅速普及的障礙。
作為中國五大發電集團之一，華能集團為推動能源轉型，近年來大幅加速風、光等新能源投資。
“目前發電集團風、光項目配儲能，更多是為了拿風、光指標，儲能實際的經濟性貢獻幾乎為零——配了儲能后，收益率普遍降低約1個百分點?！比A能清潔能源研究院儲能技術部主任劉明義在接受媒體采訪時表示，可再生能源配儲能要求令企業進退兩難。一方面，集團公司每年有新能源開發規模要求；另一方面，投資收益率也有硬性指標，一旦降低很難過審。
電源側遇到的困境，電網側也未能幸免。企業想將電網儲能電站的成本納入電網輸配電價進行攤銷？不可以。2019年5月，國家發展委、國家能源局出臺的《輸配電定價成本監審辦法》明確，抽水蓄能電站、電儲能設施、電網所屬且已單獨核定上網電價的電廠的成本費用不得計入輸配電定價成本。
2019年12月，不能將成本轉移至電網有了更嚴格的規定。國家電網發布的《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》要求，不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設。
而對于用戶側儲能，則有了利好消息，通過價格杠桿作用為儲能發展創造了更大的盈利空間?！蛾P于進一步完善分時電價機制的通知》有幾個顯著亮點，要求科學劃分峰谷時段，合理確定峰谷電價價差；在峰谷電價的基礎上推行尖峰電價機制。
到了2021年8月，國家能源局發布《并網主體并網運行管理規定（征求意見稿）》和《電力系統輔助服務管理辦法（征求意見稿）》，在明確了儲能獨立市場主體身份的同時，完善了輔助服務市場的新構架。
“在發展過程中，我們應該看到政策對儲能產業的影響?！标惡Ｉ嬖V《環境經濟》，由于儲能技術成本和市場對其應用價值的支付尚不匹配，儲能投資敏感性極強，投資沖動和投資風險長期并存。
儲能下一階段的發展目標必然是商業化。當前，除了政策“硬指標”要求上馬儲能項目，不少企業押注儲能也有著“占坑”的心理動機——想抓住布局產能的機遇，以期在未來能源轉型中占據一席之地。
有業內人士擔心，這種情況可能會帶來產業的無序發展，尤其是我國儲能電站缺乏系統性標準和規范，企業為降低成本可能會加劇安全風險。
推動儲能大規模應用，安全性是不可逾越的門檻。2021年4月16日，北京豐臺區最大規模的商業儲能電站突發爆 炸，爆 炸當量相當于26千克TNT，造成了人員傷亡和財產損失。
實際上，電網側、電源側、用戶側的諸多類型儲能電站都發生過事故。為加強電化學儲能電站安全管理，2021年8月，國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司組織起草了《電化學儲能電站安全管理暫行辦法（征求意見稿）》，首次提出了針對電化學儲能安全關系的新制度設計，起到了綱領性指導文件的作用。
相關的細化標準也陸續出臺。如在鋰離子電池行業管理方面，工信部對《鋰離子電池行業規范條件》和《鋰離子電池行業規范公告管理暫行辦法》進行了修訂，明確儲能型鋰離子電池主要包括但不限于應用于新能源儲能、通信儲能、工商業儲能等儲能領域的鋰離子電池。
05
商業模式待跑通
國內發電側儲能仍未形成有效的商業模式。
與國外戶用儲能市場截然相反，國內發電側儲能可能是利潤空間最小、競爭最為激烈，也是最劣質的一塊市場。
這背后的根本原因在于，國內發電側儲能仍未形成有效的商業模式。天風證券指出，當下時間點，我國的儲能系統無論在發電、電網、用電側均不具備經濟性。但在政策端強制要求發電側配置儲能的情況下，未來我國的儲能市場將主要由發電側來驅動。
目前國內光伏和風電場配備儲能系統的主要收入來源是提供調峰服務，但按照目前的補償標準，電站配備儲能提供調峰服務并不劃算。
據悉，目前儲能電池一度電的儲存成本在0.5~0.6元，如果再加上運行成本和能量損耗，成本要到0.8~0.9元/kWh，但大部分的調峰補償價格都比這個數字要低。因此儲能項目寧愿閑置也不愿意調用來參與調峰。正如《白皮書》指出，“已建儲能項目大多還未形成穩定合理的收益模式”，“強配儲能并網閑置的現象普遍存在”。
在此背景下，雖然國內有20多個省市下發相關文件要求新能源裝機“強配”儲能，但由于沒有穩定合理的收益，導致儲能項目白白投入、只能閑置，電站開發的利潤空間反而被壓縮。
尤其是在光伏、風電平價上網、上游原材料價格同樣上升的情況下，電站開發企業的收益率本身就受到負面影響，勢必會壓縮儲能這種額外成本，追求更低的價格而非儲能系統的品質和耐用性。如陽光電源就在投資者交流會上表示，針對國內強配儲能的要求，“盡量使用二線品牌的電芯?！?
這一做法又會進一步造成儲能企業的價格戰，上游原材料的漲價難以有效傳導，只能由儲能企業自身消化吸收。尤其是自身實力較弱的中小企業，如《白皮書》所說“舉步維艱”。
長期來看，儲能商業化的問題得不到有效解決，那么“指標式”上馬儲能項目的現象就會始終存在。這不僅是一種資源的浪費，還會造成下游企業盲目追求儲能的低成本，大打價格戰，一直壓制儲能企業的盈利能力。
不過，在2030年碳達峰目標和強配儲能的政策下，儲能市場規模的增長始終是剛性的、確定性的。一旦市場機制得以理順，這一賽道的盈利空間很有可能在瞬間爆發。這也是眾多儲能企業即使不盈利，也在不斷加大投入的原因之一。
對于國內的儲能企業而言，眼前是一條崎嶇的山路，但未來會是一條越走越寬的大道。上半場比拼的是資金實力和低成本，這需要儲能企業平衡好規模和利潤，做到不掉隊、可持續；
下半場比拼的才是技術和創新。一旦發電側儲能的市場機制理順，下游客戶關心的重點將由成本轉為能效，這需要儲能企業通過技術創新發揮出儲能系統的最大潛力。正如中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇所說，“建設高效率、低成本、適配度高的儲能電站，是儲能行業追求的共同目標?！?
在“雙碳”目標驅動下，儲能作為支撐新型電力系統的重要技術和基礎裝備，其規?；l展已成為必然。未來，隨著國家政策的強勢推動、新能源在新型電力系統占比的提升，儲能或將迎來新一波發展機遇，這一賽道也將呈現新的競爭格局。
