4月21日晚，宁德时代发布的2021年财报显示，报告期内公司营收首次突破千亿元大关，净利润近160亿元，超过2018～2020年三年总和。其中，储能系统营业收入暴增，高达136.24亿元，同比增长6倍。

资本市场上，储能站上了风口。2021年以来，储能板块相关企业盈利增长十分亮眼，储能产业正迎来新的发展机遇期。除了宁德时代，相关公司如阳光电源、科华数据等股价均实现了翻倍增长，整体业绩飘红。

头部企业争锋储能战场的背后，是我国新型储能装机迎来的爆发式增长。国家能源局数据显示，到2021年底，我国新型储能累计装机超过400万千瓦，“新能源+储能”、常规火电配置储能、智能微电网等应用场景不断涌现，国家和地方层面政策机制不断完善，对能源转型的支撑作用初步显现。

2021年印发的《2030年前碳达峰行动方案》进一步提出，到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能电站装机容量达到1.2亿千瓦左右，省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。

碳达峰碳中和背景下，又有国家政策和市场需求的双重加持，储能领域将迎来怎样的发展新局面？

01

储能的发展背景

1、全球零碳竞赛&能源结构转型

自《巴黎协定》签署以来，主要国家相继制订了一系列有关限制碳排放的政策，根据联合国环境规划署《2020 排放差距报告》，截至 2020 年 12 月初，占全球温室气体排放量达 51%的 126 个国家已通过、宣布或正在考虑实现“净零目标”。

我国方面，2020 年 9 月 22 日，在第 75 届联合国大会一般性辩论上，习近平主席提出，中国的二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和；

欧盟方 面，2019 年 12 月，“绿色协议”公布欧盟委员会将会努力实现整个欧盟 2050 年净排放目标；在此基础上，2020 年 9 月，欧盟正式提出 2050 年实现碳中和，2030 年减排 55%的目标及具体的实现路径;之后，在 2020 年 10 月，欧洲议会通过了环境部提出的 2030 年减排 60%的目标。

图表1：自《巴黎协定》后，主要国家相继提出碳中和具体目标

资料来源：商务部、欧盟委员会等

高能源消费下，要达成《巴黎协定》所设定的目标，有效降低CO2排放量，全球能源系统必须从火力发电为基础的能源结构，转变为以再生能源、核能等低碳能源为主要电力来源。但能源转型是一条较为曲折且艰难的路线。据彭博预测的零碳路径，以2019年为基准，到2030年全球碳排放量需下降30%，到2040年下降 75%，到2050年达到零排放。

图表2：能源排放和净零排放目标

资料来源：Bloomberg

同样根据彭博预测，到2030年，可再生能源消费占一次能源消费比重上升到34%；到2050年上升至 90%。其中风电光伏是消费主力，到2030年，风光消费占一次能源消费比重上升至16%，到2050年上升至70%。

图表3：可再生能源消费占一次能源消费比较在持续提升

资料来源：Bloomberg

2、现有电网的稳定性、电力系统消纳能力均不足

大量可再生能源发电并网将对电网稳定性提出挑战。根据美国能源信息署(EIA)最新报告《国际能源前景 2021》预测，未来能源结构中可再生能源的比例将越来越高，而在可再生能源的选项中，风能与太阳能将成为国际上推动再生能源发展的主要项目。但这两类型的再生能源有个最大的共通点，就是对天气有着高度的敏感性(如光照、风速等)，故而先天具有间歇性和波动性。电力系统具有很高的稳定性要求，随着可再生能源的规模越来越大，大容量的再生能源发电装置直接并入电网将会对现有电网的调度控制和安全运维带来巨大挑战。

目前的电力系统消纳能力不够，导致弃风和弃光。电力系统平衡的原则是跟踪负荷变化，并以此调节常规电力供应，当大量新能源接入电力系统时，常规电源不仅要跟随负荷变化，还需要平衡新能源的电力波动，因此电源调节能力影响新能源消纳程度。

随着新能源发电的迅猛发展，灵活调峰电源、火电调峰能力严重不足；输送端与主网的互联不充分导致外送不充分，是两个产生弃风弃光的最主要原因。

近些年随着我国光伏、风电等的大力发展，电网遇到的压力越来越大。从中国能源网披露的历年弃风、弃光率的数据可以看到，2020年我国弃风、弃光率的下降趋势趋缓。日后若不提升电力系统的消纳能力将会继续导致浪费。

02

储能的发展逻辑

储能，顾名思义，就是将能量储存起来，需要的时候再释放出来，类似于一个大型“充电宝”。储能应用范畴十分广泛，日常生活中的便携式移动电源、新能源汽车动力电池、储能电站的超大型电池组，都属于这一领域。

由中国化工学会储能工程专业委员会撰写的《储能技术及应用》一书中这样写道：“所有储能技术都包含热力学中的不可逆过程，而这些过程都有损失，所以能不储就不储，不要为了储能而储能。”

这样看来，储能过程反而对能量有损失，实际上是无奈之举，且不可避免会带来新增成本。那为何还要发展储能呢？

答案就是“双碳”。

“‘双碳’将是一次经济社会的大转型。‘双碳’的本质是更高质量地可持续发展，‘双碳’的关键是系统性的能源革命。”采访中，中国科学院工程热物理研究所副所长陈海生告诉《环境经济》，在这个过程中，能源首当其冲也责无旁贷。

这一点在国家层面已有相关部署。在“十四五”规划和2035年远景目标纲要中，我国明确了单位GDP能源消耗和二氧化碳排放分别降低13.5%和18%的目标，并在构建现代能源体系下提出“推进能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提高能源供给保障能力”。

2021年3月召开的中央财经委员会第九次会议同样提出，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。

“未来，我国能源结构中的可再生能源将从补充能源变为主体能源。”陈海生认为，相应地，以集中式为主的电力系统将转化成以集中式和分布式相结合的以新能源为主体的新型电力系统，这将推动能源的生产、运输、消费、技术和体制的深刻变革。

何为新型电力系统？以新能源为主体，占比究竟要达到多少才够实现“双碳”目标？

“新型电力系统是对传统电力系统的继承和发展，不是颠覆，也不是推倒重来。典型特征就是将以化石能源为主体的电力系统，变成以新能源为主体的电力系统。”在近日举行的“2021全球十大工程成就暨2021全球工程前沿发布会”上，中国工程院院士、华能集团董事长舒印彪在报告中提出“70、80、90”的目标，即以新能源为主体的新型电力系统的电气化要实现的目标。

“70——在终端能源中电气化要占到70%，现在只有27%；80——非化石能源的消费比重到2060年要达到80%以上，现在只有16%；90——非化石能源的发电量占比要达到90%。”舒印彪说。

国家层面已有多方面考量。根据国家规划，到“十四五”末，可再生能源发电装机占电力总装机的比例将超过50％；到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、光伏总装机将达12亿千瓦以上，较2020年底跃升126%。

这几个数字背后大有含义。统计数据显示，2020年，非化石能源在我国一次能源消费中的占比约为15%，如果到2030年达到25%，则意味着十年的时间里，非化石能源的占比平均每年将提升一个百分点。据“清泉能源SpringEnergy”测算，这一个百分点，相当于4000万吨左右的石油当量，比我国最大的油田——大庆油田当前的年产量还要高。

就装机规模来看，我国现有的规划尚未提出2030年全国全口径电力总装机规模目标。而截至2020年底，全国发电总装机容量22亿千瓦。若以这一时点为基数，到2030年，风电、光伏装机量12亿千瓦的目标占全国发电总装机比例将超过一半。

03

时间紧、任务重，该如何推进？

今年的政府工作报告提到，2021年可再生能源发电装机规模突破10亿千瓦。与此同时，“推进大型风光电基地及其配套调节性电源规划建设，提升电网对可再生能源发电的消纳能力”被写入2022年政府工作任务中。

总的来说，随着“双碳”进程不断推进，新能源将成为各地的主力电源。众所周知，新能源发电属于“靠天吃饭”，具有随机性、波动性和间歇性的特点，未来随着强随机性、波动性的新能源大规模并网，电网调峰、调频压力将不断增大，保障电力稳定供应、实现高水平消纳利用无疑将成为行业痛点。

据陈海生介绍，未来电力系统将呈现“双高”——高比例新能源、高比例电力电子化的新特点。“为了实现以可再生能源为主体的电力系统的负荷平衡，储能将发挥重要作用。”陈海生说。

储能系统可有效提高电网安全性和稳定性。“双碳”目标下，关于电力系统和能源系统的发展方向已经明晰，作为打通新型电力系统产业链的关键一环，储能行业的发展逻辑可见一斑。

政策“组合拳”发力可再生能源消纳。

在去年底召开的2022年全国能源工作会议上，国家能源局敲定了2022年能源工作七大重点任务，其中多次提及“储能”，如加强抽水蓄能等调峰电站建设，推进煤电灵活性改造，推动新型储能发展，优化电网调度运行方式；推动新型储能规模化市场化发展，探索氢能、综合智慧能源服务发展新模式。

1个月后，山东省召开第十三届人民代表大会第七次会议，提出加快构建以新能源为主体的新型电力系统，推进新型储能规模化发展。

过去，山东省曾因煤炭消费占比高、煤电装机占比高的“两高”问题被批评。因此，近几年山东积极发展新能源，将新型储能纳入山东能源发展“十四五”规划，出台全国首个储能示范应用实施意见，发布2022年度总规模超3GW的29个储能示范项目……截至2022年年初，山东省电化学储能总装机规模达76万千瓦，相对完整的储能产业链基本建成。

山东省推动储能发展的实践其实是不少地方的缩影。受新型电力系统目标影响，近年来，多省（区、市）以“双碳”目标为抓手，积极响应相关指导意见，从产业链、应用推广等方面加快储能业务布局，倒逼储能环节尽快取得突破。

实际上，储能并不是一件新鲜事。陈海生向记者介绍，从发展历程及趋势来看，我国发展储能已有约15年的时间，历经技术验证（2000～2010年）、示范应用（2011～2015年）、商业化初期（2016～2020年）阶段，目前已经进入规模化、产业化发展新阶段（2021～2025年）。

一般来说，主要的储能方式包括抽水蓄能、传统压缩空气储能、电化学储能、熔融盐储能等。众多储能技术中，抽水蓄能使用规模最大、技术最成熟、成本也最低，其原理也很容易理解，就是在用电低峰期将水从低处抽到高处，在用电高峰期再将高处的水放下，利用高度差产生的重力势能推动水轮发电机发电。

在体量上看，抽水蓄能的累计装机规模占比约为90%。大规模抽水蓄能可应用于电力调峰，转换效率可达70%～80%。但这一技术的短板在于对选址环境、地形条件及水文环境要求较高，建设周期长达3～5年，响应速度基本在分钟级别。

除抽水蓄能外，以输出电力为主并对外提供服务的储能项目都算是新型储能。其中，电化学储能响应速度更快，可达百毫秒级，由于搭载了锂电池、铅酸电池等，拥有更高的能量密度和转换效率，场景应用、建设周期更为灵活，更适合应用于一次调频，增长潜力较大。

近日，中国能源研究会储能专委会、中关村储能产业技术联盟发布的《储能产业研究白皮书》显示，2021年，中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破10GW。其中，抽水蓄能新增规模8GW，同比增长437%；新型储能新增规模2.4GW，同比增长54%；新型储能中，锂离子电池和压缩空气均有百兆瓦级项目并网运行。

根据这组数据可以判断，2021年，储能迎来了新的发展阶段。与此同时，2021年出台的诸多储能相关的鼓励政策文件，也让大家吃了“定心丸”。

根据陈海生分析，“十三五”时期，储能经历了最为波动的发展阶段。2017年，储能指导意见应需落地，提升了储能市场应用活跃度。2018年，我国储能产业呈暴发式增长，当年新增投运新型储能装机规模达到882.9MW，国内已投运新型储能累计装机规模也首次突破GW。但进入2019年以来，我国新增投运新型储能项目装机规模仅为838MW。

“经历了高速增长之后，我国储能技术应用进入了调整期。”陈海生表示，2020年在“双碳”目标背景下，储能作为构建零碳电力系统的关键组成部分，迎来了重大发展机遇。

为加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，促进储能技术快速发展，国家能源局于2020年12月印发了首批科技创新（储能）试点示范项目，示范项目分别采用了电化学储能、物理储能、储热等多种技术类型，并覆盖了储能的主要应用场景，示范效应明显。

抽水蓄能方面，为适应新型电力系统建设和大规模高比例新能源发展需要，2021年9月，国家能源局发布《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。

新型储能也迎来了新一轮的发展周期。2021年7月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，首次从国家层面明确了新型储能的装机目标。意见提出“两步走”策略：到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上；到2030年，实现新型储能全面市场化发展。

2022年1月，两部门又发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，进一步明确了新型储能的发展目标，细化了重点任务，提升了规划落实的可操作性，为加快推动新型储能规模化、产业化和市场化发展提供了指导。

地方也闻风而动。继国家层面发布新型储能实施方案后，《河北省“十四五”新型储能发展规划》印发，提出构建具有更强新能源消纳能力的新型电力系统。到2025年，全省布局建设新型储能规模400万千瓦以上，具备规模化商业化应用条件。

产业的快速有序发展离不开国家对储能项目的规范管理。为此，2021年9月，国家能源局印发《新型储能项目管理规范（暂行）》，明确电网企业应公平无歧视为新型储能项目提供电网接入服务，引导新型储能项目科学合理投资和建设。

储能作为一种重要的电网灵活性调节资源，直接制约着可再生能源的并网进度。

“实现碳达峰关键在促进可再生能源发展，促进可再生能源发展关键在于消纳，保障可再生能源消纳关键在于电网接入、调峰和储能。”2021年8月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，正式明晰了发电端灵活性资源建设的逻辑。

根据通知，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模，符合一定配建调峰比例的可享受优先并网等优惠政策。

实际上，为了解决风、光渗透率提升带来的电网调峰调频压力，近两年来，可再生能源配备储能的应用模式已成为大势所趋，不少地方关于新能源强制配备储能措施的要求越来越明朗，有的出台明文规定，有的在新能源竞价的招标方案中提出要求。

据记者不完全统计，2020年，全国约有17个省（区、市）陆续出台了鼓励或强制新能源场站配置储能的文件；2021年以来，已有超过20个省（区、市）提出了“风光储一体化”。从政策来看，各地要求的储能配置比例不尽相同，大致为5％～20％，一般要求储能时长为2小时。

此外，一系列利好储能的政策也密集释放。如国家发展改革委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》《关于进一步完善分时电价机制的通知》等，核心目标都是为了促进可再生能源消纳，推进“双碳”目标实现。

04

火热布局与现实困境

随着政策趋于明朗，储能产业热度骤然升温，资本产业入局者众多。

如今，只有500万人的北海道，储能市场激战正酣。据《科创板日报》报道，华为在日本已开始销售2MWh储能系统。盯上了资源丰沛、储能短缺的北海道市场的除了华为，还有特斯拉、SB energy等外企及本土巨头等。

对新能源需求十分迫切的日本，是全球第四大电力消费国。根据伍德麦肯兹发布的报告，预计到2030年，日本将成为第三大储能国，未来市场空间广阔。于是，除了竞争已然白热化的中国和美国市场，不少企业将目光纷纷投向日本的储能赛道。

据了解，日本规划到2030年，新能源发电量比例要占到35%。为此，日本经济产业省（METI）划拨了近9830万美元给安装锂电池储能系统的家庭和商户，补贴高达66%。

之所以舍近求远布局海外市场，部分企业还是基于中国补贴政策配套不足的考量。影响储能应用及商业模式的关键因素还是政策。实际上，我国政府层面密集出台利好储能的政策基本是在2021年。有业内人士透露，低价时储存电能、高价时售出电能，是储能最清晰的盈利路径。但我国当前并未实施阶梯式费率，对企业来说，成本增加、收益率降低始终是储能行业迅速普及的障碍。

作为中国五大发电集团之一，华能集团为推动能源转型，近年来大幅加速风、光等新能源投资。

“目前发电集团风、光项目配储能，更多是为了拿风、光指标，储能实际的经济性贡献几乎为零——配了储能后，收益率普遍降低约1个百分点。”华能清洁能源研究院储能技术部主任刘明义在接受媒体采访时表示，可再生能源配储能要求令企业进退两难。一方面，集团公司每年有新能源开发规模要求；另一方面，投资收益率也有硬性指标，一旦降低很难过审。

电源侧遇到的困境，电网侧也未能幸免。企业想将电网储能电站的成本纳入电网输配电价进行摊销？不可以。2019年5月，国家发展委、国家能源局出台的《输配电定价成本监审办法》明确，抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本费用不得计入输配电定价成本。

2019年12月，不能将成本转移至电网有了更严格的规定。国家电网发布的《关于进一步严格控制电网投资的通知》要求，不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设。

而对于用户侧储能，则有了利好消息，通过价格杠杆作用为储能发展创造了更大的盈利空间。《关于进一步完善分时电价机制的通知》有几个显著亮点，要求科学划分峰谷时段，合理确定峰谷电价价差；在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制。

到了2021年8月，国家能源局发布《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》和《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》，在明确了储能独立市场主体身份的同时，完善了辅助服务市场的新构架。

“在发展过程中，我们应该看到政策对储能产业的影响。”陈海生告诉《环境经济》，由于储能技术成本和市场对其应用价值的支付尚不匹配，储能投资敏感性极强，投资冲动和投资风险长期并存。

储能下一阶段的发展目标必然是商业化。当前，除了政策“硬指标”要求上马储能项目，不少企业押注储能也有着“占坑”的心理动机——想抓住布局产能的机遇，以期在未来能源转型中占据一席之地。

有业内人士担心，这种情况可能会带来产业的无序发展，尤其是我国储能电站缺乏系统性标准和规范，企业为降低成本可能会加剧安全风险。

推动储能大规模应用，安全性是不可逾越的门槛。2021年4月16日，北京丰台区最大规模的商业储能电站突发爆 炸，爆 炸当量相当于26千克TNT，造成了人员伤亡和财产损失。

实际上，电网侧、电源侧、用户侧的诸多类型储能电站都发生过事故。为加强电化学储能电站安全管理，2021年8月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司组织起草了《电化学储能电站安全管理暂行办法（征求意见稿）》，首次提出了针对电化学储能安全关系的新制度设计，起到了纲领性指导文件的作用。

相关的细化标准也陆续出台。如在锂离子电池行业管理方面，工信部对《锂离子电池行业规范条件》和《锂离子电池行业规范公告管理暂行办法》进行了修订，明确储能型锂离子电池主要包括但不限于应用于新能源储能、通信储能、工商业储能等储能领域的锂离子电池。

05

商业模式待跑通

国内发电侧储能仍未形成有效的商业模式。

与国外户用储能市场截然相反，国内发电侧储能可能是利润空间最小、竞争最为激烈，也是最劣质的一块市场。

这背后的根本原因在于，国内发电侧储能仍未形成有效的商业模式。天风证券指出，当下时间点，我国的储能系统无论在发电、电网、用电侧均不具备经济性。但在政策端强制要求发电侧配置储能的情况下，未来我国的储能市场将主要由发电侧来驱动。

目前国内光伏和风电场配备储能系统的主要收入来源是提供调峰服务，但按照目前的补偿标准，电站配备储能提供调峰服务并不划算。

据悉，目前储能电池一度电的储存成本在0.5~0.6元，如果再加上运行成本和能量损耗，成本要到0.8~0.9元/kWh，但大部分的调峰补偿价格都比这个数字要低。因此储能项目宁愿闲置也不愿意调用来参与调峰。正如《白皮书》指出，“已建储能项目大多还未形成稳定合理的收益模式”，“强配储能并网闲置的现象普遍存在”。

在此背景下，虽然国内有20多个省市下发相关文件要求新能源装机“强配”储能，但由于没有稳定合理的收益，导致储能项目白白投入、只能闲置，电站开发的利润空间反而被压缩。

尤其是在光伏、风电平价上网、上游原材料价格同样上升的情况下，电站开发企业的收益率本身就受到负面影响，势必会压缩储能这种额外成本，追求更低的价格而非储能系统的品质和耐用性。如阳光电源就在投资者交流会上表示，针对国内强配储能的要求，“尽量使用二线品牌的电芯。”

这一做法又会进一步造成储能企业的价格战，上游原材料的涨价难以有效传导，只能由储能企业自身消化吸收。尤其是自身实力较弱的中小企业，如《白皮书》所说“举步维艰”。

长期来看，储能商业化的问题得不到有效解决，那么“指标式”上马储能项目的现象就会始终存在。这不仅是一种资源的浪费，还会造成下游企业盲目追求储能的低成本，大打价格战，一直压制储能企业的盈利能力。

不过，在2030年碳达峰目标和强配储能的政策下，储能市场规模的增长始终是刚性的、确定性的。一旦市场机制得以理顺，这一赛道的盈利空间很有可能在瞬间爆发。这也是众多储能企业即使不盈利，也在不断加大投入的原因之一。

对于国内的储能企业而言，眼前是一条崎岖的山路，但未来会是一条越走越宽的大道。上半场比拼的是资金实力和低成本，这需要储能企业平衡好规模和利润，做到不掉队、可持续；

下半场比拼的才是技术和创新。一旦发电侧储能的市场机制理顺，下游客户关心的重点将由成本转为能效，这需要储能企业通过技术创新发挥出储能系统的最大潜力。正如中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇所说，“建设高效率、低成本、适配度高的储能电站，是储能行业追求的共同目标。”

在“双碳”目标驱动下，储能作为支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，其规模化发展已成为必然。未来，随着国家政策的强势推动、新能源在新型电力系统占比的提升，储能或将迎来新一波发展机遇，这一赛道也将呈现新的竞争格局。

本文来源：美投客，巨潮WAVE，环境经济