据中关村储能产业技术联盟（以下简称“CNESA”）数据，截至10月底，我国储能项目规划建设规模已达2170万千瓦/4340万千瓦时。2020年，我国新型储能新增装机首次超百万千瓦后，上半年新增装机30.22万千瓦/62.33万千瓦时，同比增长95%。
“随着政策支持力度的不断加大，我国储能产业完成了从研发示范向商业化初期的过渡，具备了向规模化发展的基础，装机规模快速增加，商业模式逐步建立。”CNESA高级研究经理宁娜说。
具备规模化发展基础
在光伏、风电等可再生能源快速发展的带动下，储能一直深受市场和产业的关注，但没能摆脱新增装机容量较小的情况。
根据可再生能源发电占比的不同，国际能源署（以下简称“IEA”）将电力系统对灵活性资源的需求分成了六个阶段。截至2019年底，在31个省市区中，北京、重庆两市可再生能源占比在0%—3%，处于第一阶段；广东、上海等20个省市为3—13%，处于第二阶段；新疆、吉林等8个省区为13%—24%，处于第三阶段；青海占比在23%—50%，处于第四发展阶段。
IEA指出，在第三阶段，电力供需平衡难度加大，需要增加对电力系统灵活性改造的投资。第四阶段时，可再生能源也需要提供频率响应服务。
“过去10年，储能产业通过实施科研计划等方式，实现了技术验证。同时还开展了一批示范项目，探索了用户侧、发电侧、电网侧不同应用场景。随着新型电力系统对灵活性资源需求逐步提升，储能步入规模化发展阶段。”宁娜介绍。
新增项目呈倍数增长
随着我国可再生能源装机规模不断扩大，可再生能源发电量占比持续提高，储能产业发展按下加速键。
“截至2020年底，我国已投运储能规模约达3560万千瓦，抽水蓄能占比首次低于90%。新型储能特别是电化学储能，成为市场增量的主要贡献方。”宁娜表示，今年以来，电化学储能也延续了稳定增长的发展趋势。
上半年，国内新增新型储能（包含规划、在建和已运行）项目257个，规模超1180万千瓦，数量和规模分别是去年同期的1.6倍和9倍；10万千瓦以上规模的项目数是去年同期的8.5倍，百万千瓦级别项目也被列入开发日程。
5月，国家能源局发文，首次将新型储能作为市场化并网条件之一。今年以来，已有21个省份分布了风电、光伏开发建设方案；14个省市区明确了2021年风电、光伏指标，合计容量约为1.28亿千瓦，若这些可再生能源电站均以10%/2小时的规模配置储能，则装机规模将达到1278万千瓦/2556千瓦时。
据记者统计，前10月，已有贵州、甘肃、河南等12个省市区对可再生能源项目配置储能提出明确的规模要求，预计上述规划将支撑未来国内2170万千瓦/4340万千瓦时的储能装机容量。
能源咨询公司伍德麦肯兹表示，未来10年，中国储能市场将领跑全球。2021年，中国新增储能装机规模将增长129%；2021—2030年，将增加约1.7亿千瓦的储能装机。
商业模式逐步建立
储能商业模式不健全一直为人诟病，随着政策的完善，问题正逐步缓解。
7月，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出峰谷电价价差原则上不低于4:1，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例不低于20%。截至10月，贵州、宁夏、安徽、云南等13个省区先后出台了完善分时电价的相关政策，通过拉大峰谷价差、优化峰谷时段来调节用电负荷。
CNESA测算，若用户侧储能系统一天两充两放，且峰谷价差在0.6元以上，可以基本实现盈亏平衡。在上述13个省区中，11个省区的最大价差均高于0.6元。其中，2个省区价差在0.7—0.8元之间，3个省区价差在0.8—0.9元之间，广东价差甚至超过1元。
为应对夏、冬两季的电力紧张，各地政策也越发重视对需求响应、虚拟电厂、可调负荷等资源的整合与支持。如安徽出台的《关于试行季节性尖峰电价和需求响应电价的通知（征求意见稿）》，制定了分钟、秒级的需求响应补偿标准，并提出对可调容量进行补贴。此外，一些地区还专门提出对储能项目进行资金补贴。
在此背景下，资本市场对储能领域的关注度也不断提高。“一方面，国内储能产业相关投融资金额正持续增加。另一方面，储能产业投融资资金来源也在扩大，包含大型电力集团、民营光伏企业、地方政府、IPO上市、风险投资等。这些资金大多用于锂电池扩产、更多商业模式的探索和钠离子电池等新兴技术的市场化。”宁娜说。
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