隆眾資訊2月7日報道：雙碳背景下，風光發(fā)電將成為未來主要能源形式。從成本、使用便利性和已使用規(guī)模綜合來看，抽水蓄能和電化學儲能將有望繼續(xù)保持其主流儲能技術的地位。

一、新能源大勢所趨，儲能必不可少

雙碳背景下，風光發(fā)電將成為未來主要能源形式。2020年9月，國家主席習近平宣布，中國將力爭于2030年之前達到碳排放峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和。緊接著在12月，我國宣布2030年前為實現(xiàn)碳達峰的具體排放目標，進一步落實減排承諾。單位GDP二氧化碳排放量下降18%等的量化目標也被寫入十四五規(guī)劃等一系列中央政策，“雙碳”已經(jīng)成為我國現(xiàn)代化建設的核心議題與目標。

截至2021年10月，風電和光伏的累計裝機量分別為3億千瓦和2.8億千萬，占整體裝機量的比例也上升至13%和12%。展望未來，隨著雙碳行動的不斷推進，風光發(fā)電依然將保持較快的裝機增長速度，按照中信建投電新的預測，到2025年，風電單年新增裝機量將由2021年的43GW升至75GW，光伏單年新增裝機量將由2021年的61GW升至2025年的145GW。

風光新能源存在天然不穩(wěn)定性，造成消納困難。在大力推動風光發(fā)展的同時，由于風光發(fā)電受自然條件、天氣、地理位置等諸多因素影響，輸出功率存在明顯的波動性、間歇性和隨機性，從而造成其電能在電網(wǎng)系統(tǒng)中的消納困難，進一步引起棄風棄光的現(xiàn)象。

以風電為例，2020年全國棄風電量166.1億千瓦時，其中，棄風率超過3.5%(全國平均棄風率)的地區(qū)包括新疆(10.5%)、甘肅(6.4%)、蒙西(7.0%)、青海(4.7%)、河北(4.7%)五地，而這五地恰恰是我國風能資源最為豐富的地方，占到了I類風能資源的100%，II類風能資源的97%以上，光伏也存在著類似的資源豐厚地區(qū)棄光率高的問題。隨著風光發(fā)電的發(fā)展，這些地區(qū)風光裝機的進一步提升將更加凸顯全國風光電源發(fā)展不平衡不充分的矛盾。

儲能技術將成為未來解決新能源出力問題的利器。為解決新能源快速發(fā)展帶來的消納問題，電力系統(tǒng)的靈活性資源必須也有相應的發(fā)展：當不確定性因素造成系統(tǒng)電力供應大于需求時，系統(tǒng)可以“向下調(diào)節(jié)”減少出力，從而減少發(fā)電被棄，盡快恢復供需平衡;當不確定性因素造成系統(tǒng)電力供應小于需求時，系統(tǒng)可以“向上調(diào)節(jié)”增加出力，從而滿足負荷需求，避免負荷削減。靈活性資源主要包括煤電改造、天然氣發(fā)電和儲能技術等，煤電和氣電由于不符合碳中和的大趨勢，不能作為應用主體，因此儲能技術便引來了屬于自己的時代。

二、抽水蓄能和電化學儲能是未來的主力發(fā)展方向

儲能技術形態(tài)多樣，抽水蓄能最為成熟，電化學儲能具備降本空間。作為確保間歇性可再生能源電力穩(wěn)定運行的關鍵解決方案，儲能可以根據(jù)應用場景和技術形態(tài)分為不同的類型，按照應用場景及價值來看，可以分為電源側(cè)儲能、電網(wǎng)側(cè)儲能和用戶側(cè)儲能三類。如果按照技術形態(tài)區(qū)分來看，儲能技術可以分為三大類：機械儲能(包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能)、電磁儲能(包括超導儲能、超級電容儲能)和電化學儲能(包括鋰電池、鈉電池、鉛酸電池等等)，當然，氫能作為化學儲能的前瞻技術，其發(fā)展前景也備受關注。各類技術形態(tài)中，抽水蓄能最為成熟，而電化學儲能的成本也因為電池行業(yè)的大力發(fā)展而逐步下降。

抽水蓄能和電化學儲能作為主流儲能技術，未來均大有可為。從成本、使用便利性和已使用規(guī)模綜合來看，抽水蓄能和電化學儲能將有望繼續(xù)保持其主流儲能技術的地位。根據(jù)CNESA的不完全統(tǒng)計，截至2020年底，全球已投運儲能項目裝機量為191.1GW，其中抽水蓄能的累計裝機規(guī)模最大達到172.5GW，占比90.3%;電化學儲能緊隨其后，累計裝機規(guī)模為14.2GW。在我國，抽水蓄能和電化學儲能同樣占據(jù)主導地位，二者的累計裝機規(guī)模分別為31.79GW和3.27GW，合計占比接近99%。

儲能行業(yè)正式跨越歷史性節(jié)點，邁向高速發(fā)展新時期。今年以來，國家以及各省級能源主管部門密集出臺一系列儲能利好政策，國內(nèi)外大規(guī)模儲能項目陸續(xù)啟動，越來越多的企業(yè)投身儲能，或擴產(chǎn)或跨界合作，儲能產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)蓬勃發(fā)展的良好局面。重磅文件《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，明確了儲能產(chǎn)業(yè)在“十四五”時期的發(fā)展目標，確定了近期儲能發(fā)展的重點任務及產(chǎn)業(yè)布局，對儲能政策思路及市場建設給予了指導，標志著我國儲能行業(yè)正式跨越歷史性節(jié)點，邁向高速發(fā)展新時期。

三、抽水蓄能百億行業(yè)增量明確

抽水蓄能是電力系統(tǒng)靈活性的重要保障，但我國抽蓄配置比例嚴重不足。當前，抽水蓄能依然是最為經(jīng)濟性的調(diào)節(jié)電源靈活性的方式，是世界各國保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的重要方法，歐美國家建設了大量以抽水蓄能和燃氣電站為主題的靈活、高效、清潔的調(diào)節(jié)能源，其中美國、德國、法國等國家發(fā)展較快，抽水蓄能和燃氣電站在電力系統(tǒng)中的比例均超過10%。

反觀我國，抽水蓄能和燃氣電站占比僅6%左右，其中抽水蓄能占比1.4%，與發(fā)達國家存在較大的差距。未來隨著可再生能源的快速發(fā)展，電力系統(tǒng)將面臨更大的靈活性保障的挑戰(zhàn)，抽水蓄能的建設刻不容緩。

商業(yè)模型不清晰、經(jīng)濟性效益問題使得抽水蓄能過往發(fā)展低于預期?！端姲l(fā)展“十三五”規(guī)劃》中劃定“十三五”期間全國抽水蓄能開工規(guī)模6000萬千瓦，抽水蓄能裝機規(guī)模達到4000萬千瓦。但截至2020年末，總體裝機規(guī)模只有3249萬千瓦，整體發(fā)展低于預期。究其原因，缺乏共贏商業(yè)模式、市場化電價未形成、投資效益不高是抽水蓄能發(fā)展的核心問題。

一般而言，抽水蓄能電站同時參與電力交易和輔助服務交易，收入結算機制主要以兩部制電價為主(電量電價支持電力交易，容量電價用于彌補運行成本和支持輔助服務交易)，但在實際運營過程中，存在兩大問題使得整體經(jīng)濟性效益不足：1、商品化不足。兩部制電價落實不足，容量電費核算難或者核算價格低，嚴重影響企業(yè)積極性;2、抽水蓄能的投資運營主體主要是電網(wǎng)企業(yè)，而之前政策明確規(guī)定抽水蓄能電站不得計入輸配電定價成本，大大打擊了電網(wǎng)企業(yè)投資抽水蓄能的積極性。

重要政策出臺，抽水蓄能成本疏導問題得以解決。為進一步促進抽水蓄能電站加快發(fā)展，構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，今年5月，發(fā)改委發(fā)布《進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，該文件直擊過去抽水蓄能發(fā)展面臨的市場化問題，提出以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，為抽水蓄能電站加快發(fā)展、充分發(fā)揮綜合效益創(chuàng)造更加有利的條件。而在12月，廣東省發(fā)改委批復同意執(zhí)行的《廣東省電網(wǎng)企業(yè)代理購電實施方案(試行)》更是進一步明確將抽水蓄能輔助服務納入電價，全體用戶共同分攤。抽水蓄能電站一直以來面臨的成本問題終得以基本解決。?

價格機制確定下，抽水蓄能電站能夠?qū)崿F(xiàn)盈利性，從而帶動市場化熱情與空間。我們以蒙西呼和浩特抽水蓄能電站作為例子進行經(jīng)濟性效益分析，該水電站處于虧損狀態(tài)的主要原因在于：1、電量電價只有普通上網(wǎng)電價的75%，根據(jù)抽水蓄能“抽三補四”的特點，發(fā)電收入和抽水成本基本持平;2、容量電價核定不足，且容量電價收益未考慮機組利用率，使得電站缺乏發(fā)電積極性。而在未來，如果兩部制電價能夠進一步疏導暢通的情況下，按照6%的貼現(xiàn)率計算，該電站的收入/成本能夠達到135%，能夠?qū)崿F(xiàn)凈正收益。

政策推動下，抽水蓄能將出現(xiàn)跨越式發(fā)展。國家能源局于2021年9月9日正式發(fā)布《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035年)》，提出到2025年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)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(chǎn)總規(guī)模較“十四五”再翻一番，達到1.2億千瓦左右;到2035年，形成滿足新能源高比例大規(guī)模發(fā)展需求的，技術先進、管理優(yōu)質(zhì)、國際競爭力強的抽水蓄能現(xiàn)代化產(chǎn)業(yè)，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企業(yè)。根據(jù)前期征求意見稿的數(shù)據(jù)，當前已投產(chǎn)抽水蓄能裝機規(guī)模約為3249萬千瓦，則可以估算2021-2025年的年均新增裝機量約600萬千瓦，而“十五五”將進一步提速至1200萬千瓦。

從過往數(shù)據(jù)來看，抽水蓄能年均新增裝機規(guī)模也僅為200萬千瓦左右，意味著純增量將達到400萬千瓦和1000萬千瓦。按平均每千瓦0.5萬元投資規(guī)模計算，“十四五”和“十五五”的新增年均投資規(guī)模達到200億元和500億元左右，有效開拓了現(xiàn)有的抽蓄市場乃至電力市場投資規(guī)模。

四、受益于保障政策與成本下降，電化學儲能蓄勢待發(fā)

全球電化學儲能新增刷新單年規(guī)模，中國市場蓄勢待發(fā)。2020年，全球電化學儲能項目新增裝機規(guī)模達到4.7GW的歷史峰值，是2019年的1.6倍。美國、歐洲和中國是世界三大電化學儲能市場，2020年合計新增量占全球新增量的86%。海外市場由于較高的峰谷電價差異，儲能已經(jīng)逐步步入具備經(jīng)濟效益階段，美國的表前市場和德國的家用儲能市場均表現(xiàn)亮眼。而我國則是電源端儲能發(fā)力，新增裝機量超過580MW，同比增長438%，隨著今年的大量儲能政策的逐漸落地施行，我國電化學儲能市場有望邁入新的階段。

地方政策頻出要求配置儲能建設，保障儲能建設空間。除中央政策的指導性綱領外，今年各地政府還頻出各類政策以保障儲能的相關建設推進，第一類政策是強制性要求部分地區(qū)配置最低儲能比例，第二類政策是對主動配置儲能的新能源項目給與競爭性配置打分等實質(zhì)性鼓勵，第三類政策則是以近期廣東省的《廣東省電網(wǎng)企業(yè)代理購電實施方案(試行)》為代表，該政策將儲能費用首次納入代理購電價格，意味著儲能商業(yè)模式在廣東的首先跑通，從市場化角度進一步為儲能的商業(yè)化大規(guī)模運用掃清了障礙。

政策催化疊加技術迭代，電化學儲能迎來爆發(fā)期。除政策催化外，2020年底，中國電化學儲能突破了過去數(shù)年反復提及的1500元/kWh系統(tǒng)成本的關鍵拐點，未來成本有望進一步下行，電化學儲能的大時代已然開啟。展望未來，根據(jù)CNESA的測算，2021-2025年，在保守場景和理想場景下，電化學儲能的年均新增裝機量有望達到6.4GW和10.5GW(2020年新增裝機量為1.56GW)，同時依舊按1500元/kWh的投資額進行測算，電化學儲能所帶來的年均建設空間將分別躍至96.7億元和157.8億元。

氫能政策密集出臺，氫儲能有望成為新發(fā)力點。氫能資源豐富，應用廣泛，在提供能源服務過程中，可以實現(xiàn)零碳排放，有望成為能源轉(zhuǎn)型發(fā)展的“整合器”。氫能作為一種應用場景豐富的清潔能源載體或燃料/原料組成，取之不盡、用之不竭，是支撐我們奔向“星辰大?！钡摹敖K極能源”，有望成為下一輪能源革命的主角。根據(jù)央視財經(jīng)報道，中國是世界第一氫氣生產(chǎn)大國，目前年產(chǎn)氫氣3300萬噸。隨著當前國家頂層設計和氫能政策的密集出臺，氫能制、儲、運、用全產(chǎn)業(yè)鏈都在快速發(fā)展，參與氫能產(chǎn)業(yè)鏈的企業(yè)在顯著增加，氫能領域的產(chǎn)業(yè)投資項目也大幅增長，氫能的產(chǎn)業(yè)發(fā)展已經(jīng)迎來快車道。