2030年全球储能将吸引投资2620亿美元，2025年中国储能装机规模或达30GW以上且明
2030年全球储能将吸引投资2620亿美元，2025年中国储能装机规模或达30GW以上且明年将成刚需：2030年全球储能将吸引投资2620亿美元，2025年中国储能装机规模或达30GW以上且明年将成刚需
近期，首届中国国际新型储能技术及工程应用大会与第四届全国电源侧储能技术应用高层研讨会上，中国能源建设集团科技信息装备事业部总经理裴爱国提出，储能是“3060双碳”背景下，构建以新能源为主体的新兴电力系统的重要技术支撑。传统的电力系统是由电源、电网和用户三端构成，但是未来新型电力系统将增加储能作为第四端。
在相关政策方面，2021年下半年以来，在能源结构转型加速的大背景下，国内储能政策逐步落地，十四五期间，我国储能产业将开启快速增长，2021年4月下旬，国家发改委、能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》，对储能发展的系列问题提出了整体思路。文件首次明确储能产业发展目标，到2025年，实现新型储能装机规模达到3000万千瓦（30GW）以上，为储能行业从商业化初期向规模化发展定下基调。储能“产业化”发展的趋势已不可逆，截至目前，我国已有超过20个省份发布新能源配置储能政策。
裴爱国表示，今年9月，国家能源局发布了《抽水蓄能中长期发展规（2021-2035年）》，《“十四五”新型储能规划》进行了征求意见，预计年内发布。这两个规划都是作为单独的规划来发布的，这也是前所未有的，也标志着储能行业的发展进入了快车道。
从最初的商业化到大规模的转变
“抽水蓄能规划明确提出，从“十四五”到“十六五”，重点实施的项目将达到4.211亿千瓦，中长期储备的项目将达到3.01亿千瓦。到2020年底，中国新能源储能装机容量将超过300万千瓦。这是一个非常重要的目标，预计2025年总需求将超过3000万千瓦，2030年新储能规模将进一步扩大至1.5亿千瓦左右，新储能规划明确提出技术创新方向，提出与企业共同构建储能技术创新体系以企业为主体，以市场为导向，产学研结合，加快降低成本、提升安全和效率，实现新能源储能的大规模应用，”裴爱国说。
国家电网湖南省电力储能办公室常务副主任周冠东认为，在新的电力体制下，电网将在电力结构、电网形式和运行特点等方面带来新的变化。从电力供应结构来看，新能源具有高度不确定性和弱可控性。未来的电网将是交直流混合大电网、直流电网、微电网和负荷可调的能源互联网。
中国科学院院士、中国科学院过程工程研究所所长张锁江表示：“根据现有的储能规划规模，这一比例仍然很小。”化石能源是一种稳定能源，可再生能源是一种不连续能源，碳中和推动了能源和工业技术的革命，未来新电力系统中的储能是推动能源转型的核心关键技术。目前，国内光伏和风力发电水平已经很高，但储能水平还不能真正满足新电力系统的需求。中国现在使用7万亿千瓦时的电力，2060年需要15万亿千瓦时。根据计算，储能需要达到总用电量的1/3，这是一个相对安全的用电量类别。
华为数字能源技术公司储能产品总监刘世川表示，整个行业都需要储能，这是一种刚性需求，因为未来建设以新能源为主体的新电力系统是储能的“监管者”，它提出了非常大的需求。事实上，它在过去几年中没有发挥特殊作用。随着碳中和能源转化的加速，未来将建立清洁、低碳、安全、高效的能源体系，中国20多个省份发布了参与调峰和调频的储能政策。储能由备用变为主要方式，成为创收的资产，充放电能力成为核心需求。光存储或风能存储成本将首先接近或低于现有主流调峰机组。
储能是高比例新能源并网后、电力系统保持安全稳定运行的必然选择。当储能效益大于储能成本时，储能具有经济效益，价值越大，效益越大。Bnef数据研究表明，到2030年，储能系统的成本预计将从2018年的364美元/千瓦时逐渐降低到165美元/千瓦。该组织认为，随着电池材料和工艺的进步，循环寿命的提高，储能项目成本的大幅优化，随着峰谷叠加电价机制的调整和电力辅助服务市场的完善，经济将得到明显改善，行业将进入实质性发展。
2022年将加快储能项目建设
储能是指电能储存和释放的循环过程。湖南一位储能行业人士告诉记者，这就像一个巨大的充电宝，可以暂时储存多余的电力，并在必要时使用。储能是化石能源替代可再生能源的关键。今年可以清楚地感觉到储能项目比往年更先进，预计明年将出现储能项目集中建设的大爆发。
据星云电子情报部门副总经理闫峰介绍，2021年国内储能行业以水蓄存为主（占90%以上），电化学储能增量的比重位居第二，远远超过上年和去年的增长速度。
据统计，到目前为止，已有20多个省份出台了鼓励或强制分配和储存新能源的政策，分配比例为5%-20%，持续时间约1-2小时。以湖南为例，湖南省发改委近日发布《关于加快湖南省电化学储能发展的实施意见》，明确重点发展电网侧独立储能，集中规划建设一批网侧储能电站，力争到2023年建成150万千瓦/300万千瓦时以上的电化学储能电站。风力发电和集中光伏发电项目应设置不低于装机容量15%和5%的储能电站（储能时间为2小时）。
上述业内人士表示，目前新能源发电的基础是5-20%的配套储能。如果储能的商业模式更加成熟，这一规模将进一步开放。今年，许多省份需要发电侧的能源分配和储存。对于大型国有电力企业来说，利润的数量并不是第一位的。许多项目依赖政策推动，项目必须改进。对一些民营企业来说,先算账,有了利润才增加投资。明年，储能的趋势将更加明显，而且正在逐步上升，因为市场也需要培育。
湖北亿纬动力营销中心总经理陈翔表示，未来储能的应用场景非常丰富。很难说有一种技术可以在世界上脱颖而出，每种技术都有自己的适用场景。在未来20至30年内，储能需求远远大于实际行业的产能。
全球储能市场正以前所未有的速度增长。2030年累计装机容量将达到58GW/1028 GWH，比2020年底高出20倍以上，吸引投资2620亿美元。美国和中国是最大的两个市场，到2030年底，两国市场将占世界累计装机容量的一半以上。
招商证券认为，从长远来看，储能相当于十年前新能源汽车的萌芽期。从中期来看，储能处于上行政策周期的开始。从短期来看，2022年的储能边际将更好（预计2022年中上游的高价格将有所松动）。
该机构认为，能源储存确实是一个好途径：1、渗透率低（截至2020年底，储能总共35.6GW，电化学储能仅3.27GW，锂电储能不到3GW）；2.增长速度较快（预计到2025年，锂电池储能将达到36-56gw，复合年增长率=57%-70%）；3.快速的产业更新、更多的信息和更多的催化剂；4.政策友好（7月23日，发布了使用时间电价机制，目前正在讨论将储能成本纳入电价，预计将陆续出台2-3项政策）；5.投资的容错性非常高（较少关注短期利润）。
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