进击的新型储能：规模化发展下的“硬骨头”

5月11日，储能龙头派能科技（688063.SH）发布公告，拟斥资50亿元在合肥市肥西县建设10GWh锂电池研发制造基地项目，预计将于2024年建成投产。

受益于“双碳”目标建设，作为我国力图构建的新型电力系统的“稳定器”，储能产业受到了前所未有的关注。尤其是在风光发电需求高增下，储能成为应对发电效率波动、电力供需错配的解决方案，承担起平衡电网、削峰填谷的重要功能。

2021年7月，国家发改委、国家能源局为新型储能发展定调。两部委联合发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（下称《指导意见》）指出，到2025年实现新型储能装机规模达3000万千瓦以上，到2030年实现新型储能全面市场化发展。

与此同时，近期，多个省份陆续公布“十四五”期间新型储能装机目标、配储比例及配置时长要求，合计规模超过38GW。

然而，巨大的市场发展机遇之下，储能市场依然面临阳光下的阴影。从安全到技术再到成本，以电化学储能为代表的新型储能需要“啃下”不少硬骨头。

一季度投资总额破千亿

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会出版《2022储能产业应用研究报告》显示，2021年，我国新型储能装机规模约5.11GW。这意味着，在《指导意见》的指引下，“十四五”期间，我国新型储能将迎来数倍增长式发展。

今年3月份，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》。尽管弱化了此前的量化目标，但方案进一步细化了实施导向，标记了重要的时间节点——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；到2030年，新型储能全面市场化发展。

总目标下，全国多省、市、自治区近期已经陆续出台了“十四五”期间储能发展的指导性文件。据21世纪经济报道记者不完全统计，截至5月11日，已有11省份公布“十四五”期间新型储能装机目标、配储比例及配置时长要求，合计规模达38.2GW。其中，青海省和甘肃省装机目标规模最高，均为6GW。

业内人士普遍认为，新型储能凭借多样化的应用场景，将成为未来我国储能产业规模化发展的最大驱动力。而从产业链的实际风向来看，以电化学储能为代表的新型储能已经被公认为是最具应用潜力的储能方案。与机械储能和电磁储能相比，电化学储能在自然环境、响应速度及长期经济性方面都具有优势。

政策的注脚，更是牵动了投资风口。今年以来，新型储能这块“香饽饽”愈加受到热捧。尤其是今年一季度，已有10余家企业公布扩产计划，投资总金额达千亿元。

其中，中创新航动作频频，1月分别在广州、江门各投资200亿元规划储能基地项目，3月签约了总投资100亿元的动力电池及储能系统眉山基地项目；宁夏宝丰集团200GWh超大锂离子储能全产业链项目在今年3月正式开工，总投资692亿元。

从产业链划分来看，电化学储能主要分为三个环节——上游设备商、中游集成商、下游应用端。

下游主要应用场景主要分为发电侧、电网侧、用户侧三大类，辅助服务、便携式储能等细分领域。

近年来，不少上市公司及其相关子公司都在该领域加紧布局。

规模化发展下的“硬骨头”

在能源结构低碳化转型持续推进下，以光伏、风电为代表的绿色电力装机规模在“十四五”期间迎来了高增长的确定性。受此影响，储能迎来需求拐点。据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会《2022储能产业应用研究报告》数据统计分析，预计到2025年，我国新型储能装机规模将突破5000万千瓦。但是，考虑到新型储能安全性问题、储能价格机制滞后性、新型储能原材料紧缺等方面的现实情况，电化学储能电站装机规模大概率会存在一定滞后性。

自“十三五”以来，我国新型储能实现由研发示范向商业化初期过渡，迈出了实质性进步。但进入“十四五”，随着电力系统的调节能力需求提升、新能源开发消纳规模不断加大，加快推进先进储能技术规模化应用势在必行。然而，我国新型储能距离大规模商业化市场应用存在一定的差距，迈向规模化发展之路并非坦途。

“‘十四五’时期是实现碳达峰的关键窗口期，也是我国储能技术从商业化初期向规模化发展的重要机遇期。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇在接受21世纪经济报道记者采访时认为，新型储能技术大规模商业化应用面临的主要任务有：一是关于储能安全、规模、成本、寿命的技术先进性和成熟度还不能完全满足不同应用场景的要求，要结合AI算法，人工智能、碳足迹评估等技术推进储能系统集成技术迭代升级，要对储能用新材料体系和智能装备加快研发与投入；二是逐步建立和完善储能设备、规划设计、施工安装、安全运维、并网调度、退役回收等储能电站全生命周期标准体系建设；三是要加快不同层面的储能人才培养机制和国际交流合作；四是建立和完善不同应用场景下储能项目并网与调度机制；五是储能系统成本疏导难题依然凸显，尚未形成可复制推广的商业化运营模式与价格机制，亟需出台国家层面的储能电价支持政策。

这其中，困扰储能行业发展的“老大难”问题——一个较为清晰的商业模式，并不成熟。

业内一般认为，1.5元/Wh的系统成本是储能经济性的拐点。然而，发电侧、电网侧、用电侧大多将储能视为导致成本增加的负累，配置储能项目时都寻求低价以减少负担，导致近年一些储能项目陷入低价恶性竞争的困局。与此同时，上游原材料价格飙涨，再度加重了储能系统的成本压力。根据PV InfoLink的调研，在过去一年，储能行业一直被疫情与原物料上涨问题所困。以电池级碳酸锂为例，去年3月份的价格为每吨8万元，但一年后其报价正式突破每吨50万元。

为了应对上游原材料价格飙涨，储能系统提价成为不得不做出的应对举措。但提价“反噬”用户侧储能项目配置的积极性，抑制了开发商的投资热情。特别对于光伏项目，在当前产业链上游硅料价格已经大幅上涨压缩终端系统投资收益率的情况下，储能系统的涨价必将削弱项目配置的意愿。

有关新型储能成本疏导的话题，一直是近些年来该领域发展不可回避的讨论点。

国家发改委价格成本调查中心发文认为，在电源侧，部分地区将配套储能作为新建新能源发电项目的前置条件，但如何参与电网调度不明确，而且电源侧储能参与辅助服务市场条件不成熟，相关政策落地执行效果欠佳，部分配套储能利用率较低，新能源企业主动投资积极性普遍不高；在电网侧，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提出研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，为储能成本疏导留下政策空间，但实施细则尚未出台；在用户侧，目前商业化模式较单一，主要通过峰谷价差机制获得收益，存在机制不完善、作用发挥不足、成本回收困难以及用户投资积极性不高等问题。

对此，以成本补偿机制成为解决问题的切入点。安信国际新能源行业分析团队认为，储能成本如果有完善补偿机制，利于新能源运营商企业发展及加速新项目建设及并网。