隆眾資訊2月7日報(bào)道：雙碳背景下，風(fēng)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(xué)儲(chǔ)能將有望繼續(xù)保持其主流儲(chǔ)能技術(shù)的地位。

一、新能源大勢所趨，儲(chǔ)能必不可少

雙碳背景下，風(fēng)光發(fā)電將成為未來主要能源形式。2020年9月，國家主席習(xí)近平宣布，中國將力爭于2030年之前達(dá)到碳排放峰值，努力爭取2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和。緊接著在12月，我國宣布2030年前為實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰的具體排放目標(biāo)，進(jìn)一步落實(shí)減排承諾。單位GDP二氧化碳排放量下降18%等的量化目標(biāo)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(shè)的核心議題與目標(biāo)。

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

風(fēng)光新能源存在天然不穩(wěn)定性，造成消納困難。在大力推動(dòng)風(fēng)光發(fā)展的同時(shí)，由于風(fēng)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(dòng)性、間歇性和隨機(jī)性，從而造成其電能在電網(wǎng)系統(tǒng)中的消納困難，進(jìn)一步引起棄風(fēng)棄光的現(xiàn)象。

以風(fēng)電為例，2020年全國棄風(fēng)電量166.1億千瓦時(shí)，其中，棄風(fēng)率超過3.5%(全國平均棄風(fēng)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(fēng)能資源最為豐富的地方，占到了I類風(fēng)能資源的100%，II類風(fēng)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(fēng)光發(fā)電的發(fā)展，這些地區(qū)風(fēng)光裝機(jī)的進(jìn)一步提升將更加凸顯全國風(fēng)光電源發(fā)展不平衡不充分的矛盾。

儲(chǔ)能技術(shù)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(yīng)的發(fā)展：當(dāng)不確定性因素造成系統(tǒng)電力供應(yīng)大于需求時(shí)，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(fù)供需平衡;當(dāng)不確定性因素造成系統(tǒng)電力供應(yīng)小于需求時(shí)，系統(tǒng)可以“向上調(diào)節(jié)”增加出力，從而滿足負(fù)荷需求，避免負(fù)荷削減。靈活性資源主要包括煤電改造、天然氣發(fā)電和儲(chǔ)能技術(shù)等，煤電和氣電由于不符合碳中和的大趨勢，不能作為應(yīng)用主體，因此儲(chǔ)能技術(shù)便引來了屬于自己的時(shí)代。

二、抽水蓄能和電化學(xué)儲(chǔ)能是未來的主力發(fā)展方向

儲(chǔ)能技術(shù)形態(tài)多樣，抽水蓄能最為成熟，電化學(xué)儲(chǔ)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(yùn)行的關(guān)鍵解決方案，儲(chǔ)能可以根據(jù)應(yīng)用場景和技術(shù)形態(tài)分為不同的類型，按照應(yīng)用場景及價(jià)值來看，可以分為電源側(cè)儲(chǔ)能、電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能和用戶側(cè)儲(chǔ)能三類。如果按照技術(shù)形態(tài)區(qū)分來看，儲(chǔ)能技術(shù)可以分為三大類：機(jī)械儲(chǔ)能(包括抽水蓄能、壓縮空氣儲(chǔ)能、飛輪儲(chǔ)能)、電磁儲(chǔ)能(包括超導(dǎo)儲(chǔ)能、超級(jí)電容儲(chǔ)能)和電化學(xué)儲(chǔ)能(包括鋰電池、鈉電池、鉛酸電池等等)，當(dāng)然，氫能作為化學(xué)儲(chǔ)能的前瞻技術(shù)，其發(fā)展前景也備受關(guān)注。各類技術(shù)形態(tài)中，抽水蓄能最為成熟，而電化學(xué)儲(chǔ)能的成本也因?yàn)殡姵匦袠I(yè)的大力發(fā)展而逐步下降。

抽水蓄能和電化學(xué)儲(chǔ)能作為主流儲(chǔ)能技術(shù)，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(xué)儲(chǔ)能將有望繼續(xù)保持其主流儲(chǔ)能技術(shù)的地位。根據(jù)CNESA的不完全統(tǒng)計(jì)，截至2020年底，全球已投運(yùn)儲(chǔ)能項(xiàng)目裝機(jī)量為191.1GW，其中抽水蓄能的累計(jì)裝機(jī)規(guī)模最大達(dá)到172.5GW，占比90.3%;電化學(xué)儲(chǔ)能緊隨其后，累計(jì)裝機(jī)規(guī)模為14.2GW。在我國，抽水蓄能和電化學(xué)儲(chǔ)能同樣占據(jù)主導(dǎo)地位，二者的累計(jì)裝機(jī)規(guī)模分別為31.79GW和3.27GW，合計(jì)占比接近99%。

儲(chǔ)能行業(yè)正式跨越歷史性節(jié)點(diǎn)，邁向高速發(fā)展新時(shí)期。今年以來，國家以及各省級(jí)能源主管部門密集出臺(tái)一系列儲(chǔ)能利好政策，國內(nèi)外大規(guī)模儲(chǔ)能項(xiàng)目陸續(xù)啟動(dòng)，越來越多的企業(yè)投身儲(chǔ)能，或擴(kuò)產(chǎn)或跨界合作，儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)蓬勃發(fā)展的良好局面。重磅文件《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，明確了儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)在“十四五”時(shí)期的發(fā)展目標(biāo)，確定了近期儲(chǔ)能發(fā)展的重點(diǎn)任務(wù)及產(chǎn)業(yè)布局，對儲(chǔ)能政策思路及市場建設(shè)給予了指導(dǎo)，標(biāo)志著我國儲(chǔ)能行業(yè)正式跨越歷史性節(jié)點(diǎn)，邁向高速發(fā)展新時(shí)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(yán)重不足。當(dāng)前，抽水蓄能依然是最為經(jīng)濟(jì)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(yùn)行的重要方法，歐美國家建設(shè)了大量以抽水蓄能和燃?xì)怆娬緸橹黝}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?xì)怆娬驹陔娏ο到y(tǒng)中的比例均超過10%。

反觀我國，抽水蓄能和燃?xì)怆娬菊急葍H6%左右，其中抽水蓄能占比1.4%，與發(fā)達(dá)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(shè)刻不容緩。

商業(yè)模型不清晰、經(jīng)濟(jì)性效益問題使得抽水蓄能過往發(fā)展低于預(yù)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(jī)規(guī)模達(dá)到4000萬千瓦。但截至2020年末，總體裝機(jī)規(guī)模只有3249萬千瓦，整體發(fā)展低于預(yù)期。究其原因，缺乏共贏商業(yè)模式、市場化電價(jià)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(shí)參與電力交易和輔助服務(wù)交易，收入結(jié)算機(jī)制主要以兩部制電價(jià)為主(電量電價(jià)支持電力交易，容量電價(jià)用于彌補(bǔ)運(yùn)行成本和支持輔助服務(wù)交易)，但在實(shí)際運(yùn)營過程中，存在兩大問題使得整體經(jīng)濟(jì)性效益不足：1、商品化不足。兩部制電價(jià)落實(shí)不足，容量電費(fèi)核算難或者核算價(jià)格低，嚴(yán)重影響企業(yè)積極性;2、抽水蓄能的投資運(yùn)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(jì)入輸配電定價(jià)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(tái)，抽水蓄能成本疏導(dǎo)問題得以解決。為進(jìn)一步促進(jìn)抽水蓄能電站加快發(fā)展，構(gòu)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(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)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(jià)，將容量電價(jià)納入輸配電價(jià)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(fù)同意執(zhí)行的《廣東省電網(wǎng)企業(yè)代理購電實(shí)施方案(試行)》更是進(jìn)一步明確將抽水蓄能輔助服務(wù)納入電價(jià)，全體用戶共同分?jǐn)?。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(jià)格機(jī)制確定下，抽水蓄能電站能夠?qū)崿F(xiàn)盈利性，從而帶動(dòng)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(jìn)行經(jīng)濟(jì)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(jià)只有普通上網(wǎng)電價(jià)的75%，根據(jù)抽水蓄能“抽三補(bǔ)四”的特點(diǎn)，發(fā)電收入和抽水成本基本持平;2、容量電價(jià)核定不足，且容量電價(jià)收益未考慮機(jī)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(jià)能夠進(jìn)一步疏導(dǎo)暢通的情況下，按照6%的貼現(xiàn)率計(jì)算，該電站的收入/成本能夠達(dá)到135%，能夠?qū)崿F(xiàn)凈正收益。

政策推動(dòng)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(dá)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(dá)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(shù)先進(jìn)、管理優(yōu)質(zhì)、國際競爭力強(qiáng)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(dāng)前已投產(chǎn)抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模約為3249萬千瓦，則可以估算2021-2025年的年均新增裝機(jī)量約600萬千瓦，而“十五五”將進(jìn)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(jī)規(guī)模也僅為200萬千瓦左右，意味著純增量將達(dá)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(jì)算，“十四五”和“十五五”的新增年均投資規(guī)模達(dá)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(xué)儲(chǔ)能蓄勢待發(fā)

全球電化學(xué)儲(chǔ)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(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目新增裝機(jī)規(guī)模達(dá)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(xué)儲(chǔ)能市場，2020年合計(jì)新增量占全球新增量的86%。海外市場由于較高的峰谷電價(jià)差異，儲(chǔ)能已經(jīng)逐步步入具備經(jīng)濟(jì)效益階段，美國的表前市場和德國的家用儲(chǔ)能市場均表現(xiàn)亮眼。而我國則是電源端儲(chǔ)能發(fā)力，新增裝機(jī)量超過580MW，同比增長438%，隨著今年的大量儲(chǔ)能政策的逐漸落地施行，我國電化學(xué)儲(chǔ)能市場有望邁入新的階段。

地方政策頻出要求配置儲(chǔ)能建設(shè)，保障儲(chǔ)能建設(shè)空間。除中央政策的指導(dǎo)性綱領(lǐng)外，今年各地政府還頻出各類政策以保障儲(chǔ)能的相關(guān)建設(shè)推進(jìn)，第一類政策是強(qiáng)制性要求部分地區(qū)配置最低儲(chǔ)能比例，第二類政策是對主動(dòng)配置儲(chǔ)能的新能源項(xiàng)目給與競爭性配置打分等實(shí)質(zhì)性鼓勵(lì)，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(shí)施方案(試行)》為代表，該政策將儲(chǔ)能費(fèi)用首次納入代理購電價(jià)格，意味著儲(chǔ)能商業(yè)模式在廣東的首先跑通，從市場化角度進(jìn)一步為儲(chǔ)能的商業(yè)化大規(guī)模運(yùn)用掃清了障礙。

政策催化疊加技術(shù)迭代，電化學(xué)儲(chǔ)能迎來爆發(fā)期。除政策催化外，2020年底，中國電化學(xué)儲(chǔ)能突破了過去數(shù)年反復(fù)提及的1500元/kWh系統(tǒng)成本的關(guān)鍵拐點(diǎn)，未來成本有望進(jìn)一步下行，電化學(xué)儲(chǔ)能的大時(shí)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(xué)儲(chǔ)能的年均新增裝機(jī)量有望達(dá)到6.4GW和10.5GW(2020年新增裝機(jī)量為1.56GW)，同時(shí)依舊按1500元/kWh的投資額進(jìn)行測算，電化學(xué)儲(chǔ)能所帶來的年均建設(shè)空間將分別躍至96.7億元和157.8億元。

氫能政策密集出臺(tái)，氫儲(chǔ)能有望成為新發(fā)力點(diǎn)。氫能資源豐富，應(yīng)用廣泛，在提供能源服務(wù)過程中，可以實(shí)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(yīng)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(cái)經(jīng)報(bào)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(dāng)前國家頂層設(shè)計(jì)和氫能政策的密集出臺(tái)，氫能制、儲(chǔ)、運(yùn)、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(lǐng)域的產(chǎn)業(yè)投資項(xiàng)目也大幅增長，氫能的產(chǎn)業(yè)發(fā)展已經(jīng)迎來快車道。