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文/战兵

来源：壹DU财经（imToken钱包app）将是未来储能的主力军，被寄予厚望。

储能赛道此时大火，离不开双碳背景和能源结构变革的大趋势，也与当下的政策推动有关。

中国已明确2030碳达峰、2060碳中和的战略目标，并推出能源、制造业等各行各业行动意见。从化石能源到清洁可再生能源转向是实现双碳的必由之路，而风力发电、光伏发电的占比将大比例提升。2021年，我国风电、光伏发电量约占全社会用电量的 11%。根据发改委预测，到 2050 年，仅光伏发电就将占到全社会用电量的约39%。

电力系统是一个需要维持瞬时平衡的系统。传统电力系统中，主要靠大型火电厂发电，可通过发电机组的转动惯量、调频能力根据负荷变化调节发电量，以实现电力平衡。而在加入大量“风光”发电的新型电力系统中，光伏板可以建在山上，也可以建在工厂顶棚，甚至鱼塘水面之上。未来的电网将是大电网主导，社区、场站、园区等多层次微电网相融并存的格局。

在此情况下，就需要解决规模化、分布式新能源与新型负荷大量接入、即插即用的问题。而“风光”发电受日照、天气条件影响巨大，且发出来的电，不用则废，必须要存储起来。由此可见，传统电网系统的“源-网-荷”也将变为“源-网-荷-储”，储能成为未来电网不可或缺的一环。

除了有光明的前景，还有推动储能赛道火热的现实因素。当下，我国储能市场主要由发电侧驱动，具体又来自于政策端的强制要求，即新能源发电强制搭配储能。据不完全统计，截至今年5月末，国内已经有23个省份明确新能源“强配”储能。

比如，海南省规定，单个集中式光伏发电平价上网申报项目规模不得超过10万千瓦，且同步配套建设不低于10%的储能装置。身处新能源应用大省的山东枣庄则要求，按照装机容量15%~30%建设储能，且时长2~4小时。

天风证券测算，未来几年储能市场规模将主要由发电侧强制配储贡献。预计21-25年国内发电侧储能装机量有望达到4.7/14.3/25.2/42.4/68.4GWh，4年复合增长率达到95%。

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2025年的商业化期待

除了光明的前景，储能产业健康发展，还需要克服眼前的商业化困境。

行业通常用全生命周期度电成本（imToken钱包app）来衡量储能系统成本，即储能系统在其生命周期内发生的所有支出（imToken钱包app），除以其生命周期内累计放电量。

英大证券测算，电池储能的度电成本约为0.67元/kWh。对于用户侧，如大型工业园区、社区、家庭等，如何才有动力安装储能设备？肯定是其带来的收益要大于成本。而收益主要来源于调峰补偿和电价差。

当前的电力市场价格分峰、平、谷时段，峰时用电量大，电价高；谷时用电量小，电价低。安装储能系统的企业，可以谷时蓄电、峰时用电，以此获得价差和电费的节约，抵消一部分成本。另一方面，各地对于参与用电调峰的企业给予一定补偿。

但目前这两项收益并不足以支撑起大规模商业化。根据天风证券测算，当前仅广东和天津的调峰补偿大于0.67元，其他省份，独立储能项目参与调峰的收益都不足以弥补成本。而在峰谷电差套利方面，也仅有北京等少数地区可实现项目盈利。

据36氪报道，一套储能系统的初始投资成本中，电池占比约60%，变流器占比约20%，BMS（imToken钱包app）和EMS（imToken钱包app）合计占比约15%。巧的是，动力电池在新能源汽车的成本占比中，也将近六成。

目前，锂离子电池是新型储能的主力军，占比约为90%。去年以来，锂电池成本持续上涨。以至于广汽集团董事长曾庆洪吐槽“现在给宁德时代打工”。对此，宁德时代大呼冤枉，称今年一季度净利润同比下降23%，主要是因为碳酸锂等原材料价格上涨幅度超过预期，但客户端价格传导相对谨慎。

锂电池价格的上涨短时间内不会缓解，意味着储能系统成本与收益之间的偏差，短时间内还不会解决。因此，目前的储能市场还多由发电侧的新能源“强配”储能驱动。

彭博新能源预计，随着主要成本器件锂电池的价格下行，2025年电化学储能系统成本有望较2019年下降40%，国内少部分地区才有望率先实现“光储平价”。而国家部委的规划中，2025年对储能赛道来说也是一个关键节点。

今年3月，国家发改委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，到2025年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低 30%以上。

也就是说，储能市场还要再忍耐两三年，才能等到大规模的商业化。届时，潜力巨大的用户侧储能市场将被激活。不论是在自家屋顶安装光伏，还是成千上万的电动汽车充电场站光伏发电，储能将成为越来越多用电单位的标配。这将是黄世霖所判断的，比电动汽车更大的市场。