據中關村儲能產業技術聯盟（以下簡稱“CNESA”）數據，截至10月底，我國儲能項目規劃建設規模已達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，我國儲能產業完成了從研發示范向商業化初期的過渡，具備了向規模化發展的基礎，裝機規模快速增加，商業模式逐步建立。”CNESA高級研究經理寧娜說。

具備規模化發展基礎

在光伏、風電等可再生能源快速發展的帶動下，儲能一直深受市場和產業的關注，但沒能擺脫新增裝機容量較小的情況。

根據可再生能源發電占比的不同，國際能源署（以下簡稱“IEA”）將電力系統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個省區為13%—24%，處于第三階段；青海占比在23%—50%，處于第四發展階段。

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服務。

“過去10年，儲能產業通過實施科研計劃等方式，實現了技術驗證。同時還開展了一批示范項目，探索了用戶側、發電側、電網側不同應用場景。隨著新型電力系統對靈活性資源需求逐步提升，儲能步入規模化發展階段。”寧娜介紹。

新增項目呈倍數增長

隨著我國可再生能源裝機規模不斷擴大，可再生能源發電量占比持續提高，儲能產業發展按下加速鍵。

“截至2020年底，我國已投運儲能規模約達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儲能，成為市場增量的主要貢獻方。”寧娜表示，今年以來，電化學儲能也延續了穩定增長的發展趨勢。

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

5月，國家能源局發文，首次將新型儲能作為市場化并網條件之一。今年以來，已有21個省份分布了風電、光伏開發建設方案；14個省市區明確了2021年風電、光伏指標，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小時的規模配置儲能，則裝機規模將達到1278萬千瓦/2556千瓦時。

據記者統計，前10月，已有貴州、甘肅、河南等12個省市區對可再生能源項目配置儲能提出明確的規模要求，預計上述規劃將支撐未來國內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，中國儲能市場將領跑全球。2021年，中國新增儲能裝機規模將增長129%；2021—2030年，將增加約1.7億千瓦的儲能裝機。

商業模式逐步建立

儲能商業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，國家發改委發布《關于進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個省區先后出臺了完善分時電價的相關政策，通過拉大峰谷價差、優化峰谷時段來調節用電負荷。

CNESA測算，若用戶側儲能系統一天兩充兩放，且峰谷價差在0.6元以上，可以基本實現盈虧平衡。在上述13個省區中，11個省區的最大價差均高于0.6元。其中，2個省區價差在0.7—0.8元之間，3個省區價差在0.8—0.9元之間，廣東價差甚至超過1元。

為應對夏、冬兩季的電力緊張，各地政策也越發重視對需求響應、虛擬電廠、可調負荷等資源的整合與支持。如安徽出臺的《關于試行季節性尖峰電價和需求響應電價的通知（征求意見稿）》，制定了分鐘、秒級的需求響應補償標準，并提出對可調容量進行補貼。此外，一些地區還專門提出對儲能項目進行資金補貼。

在此背景下，資本市場對儲能領域的關注度也不斷提高。“一方面，國內儲能產業相關投融資金額正持續增加。另一方面，儲能產業投融資資金來源也在擴大，包含大型電力集團、民營光伏企業、地方政府、IPO上市、風險投資等。這些資金大多用于鋰電池擴產、更多商業模式的探索和鈉離子電池等新興技術的市場化。”寧娜說。