储能为何备受关注？

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地处青藏高原的共和县，地势海拔高、空气稀薄，常年降雨量不足300毫米。

如此严酷的自然环境下，即便是最耐旱的植被也很难生存，更不用说牲畜或是人类。

然而这里却是我国太阳能最丰富的地区之一，地表平均太阳辐射量每年每平米6400MJ，折合23040KWh，换句话说，如果将一平米光照全部转换成电，可满足一个人5年的用电量。

为利用这项天然资源，2018年，国资委带头、总投资320000万元，在共和县建设一座光伏-储能一体示范性基地。

编号为「F」开头的18个光伏子方阵仰面向南，将19.9兆瓦功率的电流，通过变电站升至330kv高压电，并入青海电网，供附近百余公里范围的居民、工厂使用。

这套光储基地在建设完成的第一年，发电总量达到3962万度，按照当年度电价，相当于近1600万元的产值。

然而，在没有「储能系统」帮助的情况下，可再生能源发电机组的输出最多只是ldquo;看天吃饭rdquo;。

共和县这台光充储站早有准备。白天产生的电量一部分并入电网，另一一部分关于储存在化学电池，在云朵遮掩、夜间无光照且需要电时释放出来，消纳昼夜间峰谷差、平滑负荷。

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碳中和，重点在于构建以新能源为主体的「新型电力系统」，在「源-网-荷」基础上，增加「储」能环节，以弥补新能源「看天吃饭」的不可预测性，使电网稳定运行。

储能如何在其中发挥作用？为何它能成为今天资本市场的重点关注对象？首先，储能的市场驱动源于三大侧：发电、电网、用户。时下，发电侧储能备受瞩目，用户侧储能方兴未艾，电网侧储能早已坐上冷板凳。

截至2020年7月，新能源已成为国家电网的第二大电源，新能源装机3.65亿千瓦，占比22.9%，发电量3390亿千瓦时，占比10.9%。

与此同时，部分省市对新能源依赖程度攀升，青海等5个省区装机占比超过40%，在21个省区已成为第一、二大电源。

尽管新能源普遍成本低、环保，但风能、光能等新能源的波动性极大，随之降低电网抗扰动能力，容易出现连锁脱网。

目前发电侧储能刚刚步入起步阶段，国内部分省份发布文件明确了储能参与调峰服务价格，从经济角度鼓励配置储能设备。

截至2021年6月，我国已有25省份发布文件明确提出新能源配储能。其中新疆、青海、陕西西安三地区同时公布了地方性补贴政策。

ldquo;将低价的电存储起来，在高价时并入电网，从中获得「峰谷」差价利润rdquo;。目前北京、江苏、上海、湖南等省会的「峰谷价差」已达到0.6元/kWh。文章开头提到到青海共和县储能项目，差价也在0.4元以上。

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工商储能项目在国内风生水起，但用户侧储能在国内发展并不顺利，原因在于国内电网覆盖完善，且设备成本高，很难通过光伏-并网方式获得ldquo;补贴rdquo;。

这方面，海外用户更愿对储能设备敞开胸怀。

2021年2月，受极侧严寒天气影响，美国得克萨斯州大范围停电，由于大部分居民采用电热供暖，电力中断意味着他们不得不在家中忍受寒冷。而形成鲜明反差的是，在这场自然灾害中，少部分早期安装了TeslaPowerwall的居民，表示自己家ldquo;几乎没有断过电rdquo;，顺利度过了严寒。

目前，海外用户侧储能商业模式较国内市场更为成熟，例如美国在21世纪初便建立了电网侧独立储能电站容量电价机制，推动储能参与电力市场，而且在特殊情况中的优势不言而喻，深受中产以上家庭青睐。

对于家庭储能产品完善的中国公司，海外市场或许更具诱惑力。

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另外，「充储一体」的思路对于新能源补能系统的建设有极大的参考意义。

当下，新能源汽车渗透率迅速增长，30kW、100kW等大功率快充及时慢慢普及，与之而来的对电网的高负载考验。

2020年，我国新能源汽车保有量492万辆，占汽车总量的1.75%，其中纯电动汽车保有量400万辆，占新能源汽车总量的81.32%。当所有新能源车同时充电时，将对既有电网造成极大压力。

现有解决方案是通过电价调控，鼓励新能源车主在用电低估时充电。但这只降低了负载问题，日益增长的充电需求对充电桩分布和数量有了更多依赖，国内多数老旧小区电网本身对大功率改造并不适合，间接激发了储能充电桩的发展。

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2021年7月15日，国家发改委、国家能源局正式印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确到2025年新型储能装机规模达30GW以上，未来五年将实现新型储能从商业化初期向规模化转变，到2030年实现新型储能全面市场化发展。

就相关测算，以电化学为主体储能项目拥有最高回本速度。据中关村储能产业技术联盟数据，截至2020年末，中国电化学储能累计装机规模达3.3GW，预计未来五年复合增速超56%。

作为占储能EPC成本53%以上的锂电池，相关等细分技术已充分获得资本的重押。

截止7月30日，包括赣锋锂业、天齐锂业、蓝晓科技、藏格控股在内的锂矿概念股已经在过去一年中整体上扬250%。

有分析师认为，随着锂电技术发展，电化学储能度电成本还将进一步下调，从2020年0.49/kWh，下降到2025年的0.19/kWh，系统服役年限也将从6~8年周期，延长到15年。届时，储能的魔力将进一步释放。

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