产业指数年涨幅超50% 储能风口来了吗？

　　“炙手可热”“如日中天”“一飞冲天”……翻开今年资本市场的储能板块，“阳”味十足的字眼频现。在“双碳”目标引领下，储能产业风口来了吗？

　　储能产业步入快速发展期

　　“我个人认为，储能产业现在已经在风口上了。”湖北亿纬动力有限公司储能销售中心副总裁陈翔说。

　　“从2018年开始，业内伙伴们就说储能产业的春天来了。但若说今明两年是风口，我觉得差不多了。”广州智光储能科技有限公司董事长姜新宇告诉记者。

　　在赣锋锂电科技有限公司首席科学家许晓雄看来，“风口”跟“爆发”紧密相连，就储能产业当前的发展态势而言，还差点火候。

　　记者调查了解到，尽管业界对于储能是否迎来风口目前尚有争议，但“储能产业步入快速发展期”已成共识。

　　“储能产业确实已进入快速发展阶段，特别是铁锂电池板块，这一趋势可能持续两到三年。”许晓雄说。

　　储能产业的快速发展，不只反映在相关指数的大幅上涨上，还有实实在在的项目落地。

　　据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，截至2020年底，我国储能市场装机规模36.04吉瓦，位居全球第一。其中，抽水蓄能装机32.31吉瓦，占比89.6%；电化学储能装机3272.5兆瓦，占比9.1%。

　　中关村储能产业技术联盟发布的数据显示，2021年上半年，国内新增的新型储能达到了257个(包括规划、在建、运行项目数)，储能的总规模是11.8吉瓦，分别是去年同期的1.6倍和9倍；新增投运项目规模达到了304.4兆瓦，百兆瓦以上大规模的项目是去年同期的8.5倍。

　　“据统计，预计2021年底，我国新型储能装机规模将超过400万千瓦。”国家能源局能源节约和科技装备司二级巡视员刘亚芳说。这里新型储能主要是指除抽水储能以外的储能方式，以电化学储能为主。这意味着2021年我国新型储能新增装机规模将占历史存量规模的1/5。

　　国家发展改革委、国家能源局会今年7月联合印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，到2025年，实现新型储能装机规模达到3000万千瓦以上的目标。据此测算，未来4年我国新型储能装机规模将以年均65%左右的增速增长。

　　在抽水蓄能方面，国家能源局今年9月发布的《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》提出，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。规划的发布也被业内视为国内抽水蓄能产业步入快车道的标志。

　　“储能是助力可再生能源开发、构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰、碳中和目标的关键支撑，也是催生能源新业态、抢占能源战略新高地的重要领域。”刘亚芳说。

　　成本问题仍制约新型储能扩围

　　走进陕西汤姆森电气科技有限公司坐落于西安的厂区大院，看似普通的路灯吸引了记者的注意：一个60瓦的小灯泡、一块太阳能光伏板、一块储能电池，就凑成了一个小型的“微电网”。白天太阳能发电，电池储电；晚上电池放电，自发自用，工作人员还可以通过开关自由调节亮度。像这样的路灯，在这座厂区里大概有十几座。

　　“我们的厂区在市区里，其实通市电挺容易的，我就是想试试光伏+储能这种模式到底好用不。”陕西汤姆森电气科技有限公司总经理张连营告诉记者，公司安装了226千瓦的BIPV(建筑光伏一体化)光伏屋顶，也考虑过安装储能电池，给厂区路灯装储能电池，这算是为下一步安装更大规模储能电池所做的一些准备工作。

　　但是否加装更大的储能电池，张连营还没有想好。鉴于路灯系统运行情况较好，他对安全问题有所担忧但顾虑不大。目前他的第一顾虑是成本问题——按照常用的储能电池价格计算，给BIPV光伏设备配装储能的投入，约是BIPV设备本身的三倍，这个成本他是无法接受的。

　　“新能源+储能，肯定是未来新型电力系统的主流趋势。我们想提前做一些布局，但还是希望储能技术能快些发展，成本能快点降下来。”张连营说。

　　他的想法，代表了不少新能源企业和用户的心声。

　　“目前，我国抽水蓄能、磷酸铁锂和三元电池储能的度电成本分别为0.22到0.27元、0.5到0.7元、0.7到0.9元，抽水蓄能在度电成本方面仍有明显优势，但其发展受到地理环境、投资成本、建设周期等因素的制约。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇说。

　　据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，2020年，我国储能项目516个，同比增长24.3%。其中，抽水蓄能项目38个，同比增长2.7%；电化学储能项目463个，同比增长27.6%。

　　“单从项目数量看，电化学储能在我国新型储能领域是占主体的。”刘勇说，就储能企业而言，相对于以国企为主力的抽水蓄能赛道，以电化学储能为主体的新型储能赛道有更多机遇。

　　中国科学院科技成果转化母基金研究总监邵元骏则认为，电化学储能未来最大的应用场景应该是微网、分布式电网。大规模电网往往需要兆瓦级的储能电池，采用电化学储能电池成本太高。

　　综合多位受访专家测算的结果，未来电化学储能需要度电成本下降到0.3元以内，才能确立根本优势，或将有大量参与电网调峰调频的机会。

　　“长时储能”或为未来储能产业最大看点

　　未来储能产业的最大看点在哪里？关于这个问题，记者在调查中听到的较多的关键词是“长时储能”。

　　“最大的看点或许是长时储能得到更快的发展。这样的话，储能产业技术路线图或许有更新的气象，能源需求不平衡不匹配的状态亦将得到更大的改观。”刘勇说，目前新能源侧配置储能系统通常以1到2小时功率型或能量型应用为主，主要起到平滑功率波动的作用，未来将逐步过渡到4小时以上的长时储能，为电力系统提供削峰填谷的容量型服务功能。

　　当前我国正构建以新能源为主体的新型电力系统。这意味着，未来新能源发电占比将越来越高，这也将对储能提出更高要求。

　　“我们认为，当新能源发电占比低于50%时，以短时储能为主；但当新能源发电占比高于50%时，就会出现近负荷的电力结构性过剩，这将使长时储能需求增加。”蜂巢能源科技股份有限公司储能事业部营销总监王小顺说。

　　据中科院重大科技任务局副局长陈海生介绍，目前我国液流电池、压缩空气储能等长时储能技术在不断取得突破，得到了越来越多的资本和市场的认可，产能和项目的规划都在紧锣密鼓进行当中，随着可再生能源占比不断提高，我国电力结构将发生重大变化。

　　但也应该看到，长时储能的快速发展并不是一蹴而就的，而是一个循序渐进的过程。刘勇认为，下一步储能产业应扎实走好以下几个阶段：

　　短期：重点开发非调峰功能的储能电池技术和市场，包括移动储能、调频储能等；当储能成本低于峰谷电价差的度电成本时，利用峰谷电价可以套利，行业进入良性循环。

　　中期：储能成本低于火电调峰和调度的成本，传统发电厂退役，储能装置将加速部署，新能源发电和储能之间的协同作用日益增长。

　　长期：长时储能将变得越来越重要，这一阶段储能方式将以长时储能为主；2050年前，产业发展到较完善的阶段，储能成本低于同时期风光发电的成本。

　　 转自：新华财经