从2021年开始，电动汽车销量大涨与市场的长期看好，叠加新能源加配储能政策的频发颁布，推动国内各地储能市场处于爆发的前夕。

也是从2021年开始，储能电池原材料价格大幅上涨。10月27日的报价显示，碳酸锂涨价3000元，均价突破55万元/吨，刷历史新高。

不匹配的供需矛盾将市场带入战略性锁单的恐慌中，顺势推高了整个新型储能系统的成本，业内甚至出现关于储能企业是否由于电池供应不足“暂停接单”的争论。事实上，每年四季度都是风光等新能源场站集中并网的时间段，在配置储能成为项目并网的前置条件下，如果储能建设出现问题，确实会暂缓整个项目的并网进程，或者短时间内抬高项目建设与并网成本。

大型风电光伏建设提速

新能源发电是大势所趋，但却具有波动性和无序性，解决可再生能源发电过程中产生的弃风、弃光现象至关重要，随着并网问题提上日程，配储需求也开始增加，已经有不少省份发布光伏配储政策。

9月26日，青海省发改委发布了《“关于在青海打造世界领先的光伏发电基地的提案”——省政协十二届一次会议第20180064号提案答复的函》。函中提到，第一批大基地国家下达1090万千瓦项目（光伏800万千瓦）目前已全部开工，预计2023年全面建成。第二批大基地国家下达700万千瓦项目（光伏540万千瓦），正在开展前期工作，部分项目陆续开工，预计2024年建成。

此外，国家规划布局以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光伏基地，“十四五”重点实施海南州戈壁基地，初步规划外送电源为光伏1400万千瓦。加上市场化项目，截至目前建成光伏1696万千瓦，在建光伏达到2246万千瓦，预计到2025年光伏将达到5900万千瓦左右。

根据国家发改委印发的《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单的通知》。第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单涉及内蒙古、青海、甘肃等19个省份，规模总计97.05吉瓦。

不仅仅是青海，宁夏、内蒙古等不少地区都在发力大型风电光伏建设。

数据显示，截至8月底，全国发电装机容量约24.7亿千瓦，同比增长8.0%。其中，风电装机容量约3.4亿千瓦，同比增长16.6%，累计新增16.14吉瓦；光伏发电装机容量约3.5亿千瓦，同比增长27.2%，累计新增44.47吉瓦。

不少业内人士都提到，大型风光基地建设是“十四五”新能源发展的重中之重。

中国数实融合50人论坛副秘书长胡麒牧对《证券日报》记者表示，发展光伏和风电对推动双碳进程以及调整能源结构是最有力的支撑，可以有效对冲化石能源供应安全的潜在风险。

储能市场迎来爆发期

随着风电光伏等新能源的快速发展，也催生了更多的并网需求。

9月2日，国家能源局召开8月份全国可再生能源开发建设形势分析视频会。会议要求，要进一步推动大型风电光伏基地建成并网，第一批基地项目尽快完成所有项目核准（备案），尽快提交接网申请，加快项目主体建设，按期完成2022年承诺并网目标，加快配套储能调峰设施建设，确保同步建成投产；第二批基地项目尽快完成业主遴选，尽快开工建设。

实际上，长期以来，并网问题都制约着风电光伏的发展。而未来实现风光大基地目标最大的难题是外送和消纳，也更需要配套的储能调峰。

“大型风光基地建设面临的第一个就是消纳问题，减少弃风弃光现象要增加消纳比例和外送能力。”北京特亿阳光新能源总裁祁海珅在接受《证券日报》记者采访时表示，新能源发电需要外送，一方面需要特高压配套建设，另一方面则需要配置一定比例的储能。

嘉泽新能董事长陈波在9月27日召开的2022年半年度业绩说明会上表示，风光等新型能源具有很强的不稳定性和随机性，在双碳战略的大背景下，储能在未来电力系统中是不可或缺的角色，将跟随风电、光伏一起迎来快速发展。

在此背景下，上市公司都在积极布局储能项目。

9月26日，北极星储能网发布数据称，上周（9月19-23日）共13个储能系统设备采购或项目工程总承包中标及中标候选人公示。其中，储能系统采购类的投标报价区间在1.23元/瓦时—2.67元/瓦时，储能工程总承包的投标报价区间在1.66元/瓦时—3.55元/瓦时，中国能建、中国电建、国家电投等30家企业参与夺标。

央企在布局储能方面更是拔得头筹。此前，宁德时代与国家能源集团、国电投、中国华电、三峡集团、中国能建等头部能源企业达成战略合作，创立储能合资公司，落地多个大型储能项目，联合开展风力发电、光伏发电、储能专案的磷酸铁锂电池解决方案。

宁德时代9月27日在投资者互动平台表示，储能系统产品已经全面覆盖了发电侧、电网侧和用户侧，涵盖太阳能或风能发电储能配套、工业企业储能、商业楼宇及数据中心储能、储能充电站、通信基建后备电池、家用储能等。

华西证券研究报告表示，在光伏、风电等新能源高速发展的同时，考虑到大规模并网对电网带来的压力，作为解决问题的最好途径之一，储能装置的作用不容忽视。随着更多地区发布分布式光伏配储政策，储能行业发展确定性较强，相关企业有望从中受益。

根据光大证券的预测，到2025年，中国储能市场规模将达到0.45万亿元，而2030年将增长至1.3万亿元左右。

分布式光伏配储大有前景

强制配建的储能电站增加了新能源项目的投资成本，拉低了项目的经济性，影响了投资商的积极性，进而延缓了项目落地执行进度，降低了新能源产业发展速度，不利于碳达峰碳中和目标实现。

强制配建的储能电站没有明确的收益来源，建设成本无法有效疏导，导致储能设备招标时易引发恶性市场竞争，甚至“价低者得”。投标方为降低成本，会降低配置，甚至采用库存电池、退役电池，出现“良币驱逐劣币”的现象，带来安全隐患，不利于储能产业健康有序发展和技术提升。

此外，强制配建的储能电站建设完成后，没有明确的调用机制和合理的价值评定办法，储能调用次数得不到保障，设备利用率不高，造成灵活性调节资源浪费和资产浪费。

相比之下，分布式光伏配建分散式储能有以下优势：

分布式光伏配建储能可在用户端构建小型微电网系统，增强光伏并网友好度，提升光伏自发自用率。在用户遭遇限电、断电、自然灾害等电力供给异常的情况下，可开启离网状态，保障重要或基本的负荷需求。分布式光伏配建储能有利于疏导储能系统建设成本，让投资者更关注储能本身的碳减排、削峰填谷、紧急备电、黑启动、供电末端“电能质量治理”等功能价值，帮助用户节省用能成本及其他电力设备的投入成本。

同时，分布式光伏配建储能可以结合售电、充电、换电、负荷管理等业务场景，实现用户侧源网荷储一体化发展，实现区域内能源自耦合，有利于盘活社会资本，培育新场景下的新型商业模式，促进能源消费高质量发展。

此外，分布式光伏配建储能有利于提升电网弹性和安全性，促进“以可再生能源和清洁能源发电为主（占70%-80%以上）、骨干电源与分布式电源相结合、主干电网与局域配电网和微电网相结合”的电力系统构建和发展。通过聚合大量分布式光伏、储能等灵活性调节资源，构建虚拟电厂，通过市场化手段激励用户挖掘用能弹性和需求响应的积极性，增强电力系统的调节能力，节省电网投资，并可为电网做好补充，构建起“打不垮、摧不毁、经济坚强”的新型电力系统。

分布式光伏配建储能得到部分地方的明确支持。2021年底，广东省能源局在《关于征求广东省市场化需求响应实施方案及交易细则意见的函》中，明确赋予了负荷聚合商包括售电公司和第三方独立主体聚合商的市场主体地位。该文件规定，对于储能资源聚合成的直控虚拟电厂，原则上按照不低于“两充两放”安排每日调度计划、每日顶峰时长不低于4小时，并明确了各种情况下的交易价格，这在一定程度上保障了虚拟电厂的收益。2022年1月，山东省枣庄市能源局、枣庄市行政审批局和枣庄供电公司联合下发的《枣庄市分布式光伏开发建设规范》明确提出，新建分布式光伏要“按照装机容量的15%-30%、时长2-4小时配置储能设施，或者租赁同等容量的共享储能设施”，为分布式光伏配套建设储能的规模提供了政策依据。

可以预见的是，随着部分地区试点先行，成效显著后再进行推广，分布式光伏配建储能将有广阔的市场空间。

储能成本如何疏导？

2021年8月，两部委发布《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》。彼时北极星针对该政策发布了自己“购买调峰能力换并网规模 新能源边际成本再增加”的看法。时至今日，在储能原材料价格持续攀升、政策要求储能配比一再强调的情况下，新能源配置储能的成本仍然面临不小的增长压力。

储能系统成本与储能电池价格息息相关。当前，电池的主要原材料碳酸锂供应受限，原材料价格调整后的磷酸铁锂（LFP）电芯成本相对2021年5月水平增长84%，在2022年3月达到峰值153美元/kWh。

今年9月，中国化学与物理电源行业协会秘书长刘彦龙也曾指出，受电池电芯成本大幅涨价的影响，今年我国储能系统成本上行至1.6元-1.9元每瓦时。

也就是说，在单价高点时期，10MW/20MWh的储能系统成本达3800万元。且国内储能电站一般采用EPC模式，据业内专家测算，2022年3月，国内EPC工程平均承包费用处于2元/瓦时，相当于投建一个10MW/20MWh需要约4000万元。

而据北极星风力发电网统计，当前的储能系统、EPC总承包单价仍然在1.5元、2元每瓦时左右徘徊。

目前，新型储能的成本回收机制主要有共享租赁、峰谷差价套利、电力辅助服务等方式。但据业内专家分析，就“共享租赁”模式而言，目前在新能源电站配储能才能并网的政策导向下，开发企业“变投为租”、储能电站独立运行，新能源电站不具备储能使用权，不参与储能电站收益分享，自然也就无法利用后两种模式提高收益。

即便是新能源开发企业自行投资建设储能，由于新型储能电站投运规模较小，真正接受调度的电站较少，电力辅助服务作用发挥得还是不太明显，其使用价值还处于示范状态，难以实现商业模式上的闭环。

一直以来，成本疏导不畅是影响新型储能产业发展、新能源加配储能积极性不高的最大桎梏。虽然“新能源+储能”可以有效减少新能源场站考核费用和弃电风险，但长远来看，鼓励新能源企业探索与储能融合发展的商业闭环、完善新型储能参与辅助服务市场、完善峰谷电价等相关政策，才能持续推动新能源+储能的健康发展，形成新型电力系统中稳固的“源”端组合。

文章来源： 证券日报，中国能源报，北极星风力发电网