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據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟（以下簡稱“CNESA”）數(shù)據(jù)，截至10月底，我國儲能項目規(guī)劃建設(shè)規(guī)模已達(dá)2170萬千瓦/4340萬千瓦時。2020年，我國新型儲能新增裝機首次超百萬千瓦后，上半年新增裝機30.22萬千瓦/62.33萬千瓦時，同比增長95%。

“隨著政策支持力度的不斷加大，我國儲能產(chǎn)業(yè)完成了從研發(fā)示范向商業(yè)化初期的過渡，具備了向規(guī)模化發(fā)展的基礎(chǔ)，裝機規(guī)模快速增加，商業(yè)模式逐步建立。”CNESA高級研究經(jīng)理寧娜說。

具備規(guī)模化發(fā)展基礎(chǔ)

在光伏、風(fēng)電等可再生能源快速發(fā)展的帶動下，儲能一直深受市場和產(chǎn)業(yè)的關(guān)注，但沒能擺脫新增裝機容量較小的情況。

根據(jù)可再生能源發(fā)電占比的不同，國際能源署（以下簡稱“IEA”）將電力系統(tǒng)對靈活性資源的需求分成了六個階段。截至2019年底，在31個省市區(qū)中，北京、重慶兩市可再生能源占比在0%—3%，處于第一階段；廣東、上海等20個省市為3—13%，處于第二階段；新疆、吉林等8個省區(qū)為13%—24%，處于第三階段；青海占比在23%—50%，處于第四發(fā)展階段。

IEA指出，在第三階段，電力供需平衡難度加大，需要增加對電力系統(tǒng)靈活性改造的投資。第四階段時，可再生能源也需要提供頻率響應(yīng)服務(wù)。

“過去10年，儲能產(chǎn)業(yè)通過實施科研計劃等方式，實現(xiàn)了技術(shù)驗證。同時還開展了一批示范項目，探索了用戶側(cè)、發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)不同應(yīng)用場景。隨著新型電力系統(tǒng)對靈活性資源需求逐步提升，儲能步入規(guī)?；l(fā)展階段。”寧娜介紹。

新增項目呈倍數(shù)增長

隨著我國可再生能源裝機規(guī)模不斷擴大，可再生能源發(fā)電量占比持續(xù)提高，儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展按下加速鍵。

“截至2020年底，我國已投運儲能規(guī)模約達(dá)3560萬千瓦，抽水蓄能占比首次低于90%。新型儲能特別是電化學(xué)儲能，成為市場增量的主要貢獻(xiàn)方。”寧娜表示，今年以來，電化學(xué)儲能也延續(xù)了穩(wěn)定增長的發(fā)展趨勢。

上半年，國內(nèi)新增新型儲能（包含規(guī)劃、在建和已運行）項目257個，規(guī)模超1180萬千瓦，數(shù)量和規(guī)模分別是去年同期的1.6倍和9倍；10萬千瓦以上規(guī)模的項目數(shù)是去年同期的8.5倍，百萬千瓦級別項目也被列入開發(fā)日程。

5月，國家能源局發(fā)文，首次將新型儲能作為市場化并網(wǎng)條件之一。今年以來，已有21個省份分布了風(fēng)電、光伏開發(fā)建設(shè)方案；14個省市區(qū)明確了2021年風(fēng)電、光伏指標(biāo)，合計容量約為1.28億千瓦，若這些可再生能源電站均以10%/2小時的規(guī)模配置儲能，則裝機規(guī)模將達(dá)到1278萬千瓦/2556千瓦時。

據(jù)記者統(tǒng)計，前10月，已有貴州、甘肅、河南等12個省市區(qū)對可再生能源項目配置儲能提出明確的規(guī)模要求，預(yù)計上述規(guī)劃將支撐未來國內(nèi)2170萬千瓦/4340萬千瓦時的儲能裝機容量。

能源咨詢公司伍德麥肯茲表示，未來10年，中國儲能市場將領(lǐng)跑全球。2021年，中國新增儲能裝機規(guī)模將增長129%；2021—2030年，將增加約1.7億千瓦的儲能裝機。

商業(yè)模式逐步建立

儲能商業(yè)模式不健全一直為人詬病，隨著政策的完善，問題正逐步緩解。

7月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機制的通知》，提出峰谷電價價差原則上不低于4:1，尖峰電價在峰段電價基礎(chǔ)上上浮比例不低于20%。截至10月，貴州、寧夏、安徽、云南等13個省區(qū)先后出臺了完善分時電價的相關(guān)政策，通過拉大峰谷價差、優(yōu)化峰谷時段來調(diào)節(jié)用電負(fù)荷。

CNESA測算，若用戶側(cè)儲能系統(tǒng)一天兩充兩放，且峰谷價差在0.6元以上，可以基本實現(xiàn)盈虧平衡。在上述13個省區(qū)中，11個省區(qū)的最大價差均高于0.6元。其中，2個省區(qū)價差在0.7—0.8元之間，3個省區(qū)價差在0.8—0.9元之間，廣東價差甚至超過1元。

為應(yīng)對夏、冬兩季的電力緊張，各地政策也越發(fā)重視對需求響應(yīng)、虛擬電廠、可調(diào)負(fù)荷等資源的整合與支持。如安徽出臺的《關(guān)于試行季節(jié)性尖峰電價和需求響應(yīng)電價的通知（征求意見稿）》，制定了分鐘、秒級的需求響應(yīng)補償標(biāo)準(zhǔn)，并提出對可調(diào)容量進(jìn)行補貼。此外，一些地區(qū)還專門提出對儲能項目進(jìn)行資金補貼。

在此背景下，資本市場對儲能領(lǐng)用戶側(cè)儲能域的關(guān)注度也不斷提高。“一方面，國內(nèi)儲能產(chǎn)業(yè)相關(guān)投融資金額正持續(xù)增加。另一方面，儲能產(chǎn)業(yè)投融資資金來源也在擴大，包含大型電力集團(tuán)、民營光伏企業(yè)、地方政府、IPO上市、風(fēng)險投資等。這些資金大多用于鋰電池擴產(chǎn)、更多商業(yè)模式的探索和鈉離子電池等新興技術(shù)的市場化。”寧娜說。

原標(biāo)題：儲能步入規(guī)?；l(fā)展新階段已完成從研發(fā)示范向商業(yè)化初期的過渡