新业·行研 | 2021储能元年 政策加码能源革命风口已现

“十三五”时期，储能核心风险和问题几乎“出清”完成。在2017年《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》引导下，我国储能产业由研发示范向商业化初期过渡，制约储能发展的阻力和支撑产业健康持续发展的建议日渐明晰，储能产业化发展已势不可挡。2020年，储能应用场景重点从电网侧转向可再生能源并网，截至年底，全国已有17个省市出台了可再生能源配置储能的相关文件。

“十四五”期间，我国储能产业将由商业化初期向规模化发展转变，政策和市场机制成为推动储能全面商业化和规模化应用的关键。

2021年，是储能行业的政策丰收年。在国家层面，仅第一季度就发布了7项与储能相关的政策。

地方层面，多地出台新能源强制加装储能政策，多集中在可再生能源资源聚集地区。包括海南、广西、江西、甘肃、山东等省份，要求储能配置占比达到5%-20%，同时要求连续储能时长达到2小时及以上。

然而当前对储能行业发展做出更为重要指引的政策，还是4月21日发改委、国家能源局联合发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》。

意见提出，到2025年，要实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变的主要目标。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，装机规模达3000万千瓦以上。新型储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用。

到2030年，实现新型储能全面市场化发展的主要目标。新型储能核心技术装备自主可控，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。

根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模191.1GW，同比增长3.4%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为172.5GW，同比增长0.9%；电化学储能的累计装机规模紧随其后，为14.2GW；在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为13.1GW，电化学储能和锂离子电池的累计规模均首次突破10GW大关。

截至2020年底，中国储能项目装机共计34.8GW。其中抽水蓄能装机规模31.5GW，装机功率占比90.5%；压缩空气和飞轮储能装机规模分别为2.0MW、1.1 MW；蓄热/蓄冷储能装机461.7 MW，占比1.3%；电化学储能累积装机2852.5 MW，占比8.2%。

这就意味着，未来五年，新型储能装机规模要达到与截至目前累计抽水蓄能装机规模相当的水平。

按照国家能源局3月30日发布的信息显示，到2025年中国可再生能源发电装机将占中国电力总装机的比例将超过50%，按此估算，到2025年中国新能源装机预计将达到10亿千瓦，按照“新能源+储能”配套10%的比例来计算，再减去抽水蓄能，需要匹配的新型储能容量大约在60-100GW之间。以锂离子电池为代表的电化学储能仍是未来五年新型储能技术的主体。

同时本次征求意见稿表示将健全“新能源+储能”项目的激励机制，可能会在竞争性配置、项目核准、并网时序、调度安排、利用小时数等方面提供支持，积极推动发电侧储能发展。在电网侧“围绕重要负荷用户需求，建设一批移动式或固定式储能，提升应急供电保障能力或延缓输变电升级改造需求”；在用户侧则“鼓励围绕分布式新能源、微电网、大数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等其它终端用户探索储能融合发展新场景。

尽管《储能意见稿》已经实现了上述重大突破，未来发展还有赖于具体可操作细则的出台，政策机制建设与储能发展的迫切诉求还需全面匹配。“元年”的真正到来将以我国储能产业发展战略地位提高为前提，辅以短期“计划+市场”引导或长远市场化长效机制建立，储能或成为继光伏产业、新能源汽车产业之后的又一个能源产业新增长点。