央企+光伏+锂电等三巨头领衔结盟，新型储能9000亿市场爆发可期！
近几年来，随着光伏、风电等新能源行业的快速发展，新能源电站装机量呈现逐年上升的趋势。由于新能源发电大规模接入电网，其随机性和波动性给电力系统的安全稳定运行带来了巨大的挑战。为应对新能源大规模并网和消纳等问题，新型储能就成我国新型电力系统不可或缺的一个核心要素。
近日，由大型央企中国能源建设集团联合电池巨头宁德时代、光伏巨头天合光能发起，电网企业、发电企业、储能技术与装备企业等62家单位携手组建的中国新型储能产业创新联盟在北京成立。该联盟旨在以新能源为主体的新型电力系统建设，打造中国新型储能产业的新标杆。
如今，在能源变革的时代背景下，伴随着光伏等新能源行业的飞速发展，新型储能行业将迎来快速发展的黄金期。
何谓新型储能？
根据最新的《新型储能项目管理规范》，所谓新型储能，指除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目。新型储能是建设新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的重要装备基础和关键支撑技术，是实现碳达峰、碳中和目标的重要支撑。
目前，新型储能主要有电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、重力储能等，以锂离子电池为代表的电化学储能为主。而电化学储能系统包括电池组、储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）、电池管理系统（BMS）、温控系统及其他电气设备等多个零件。从电化学储能产业链来看，分为上游原材料、中游储能系统、下游运营等环节。
储能电池（图源pixabay）
新型储能市场空间巨大
根据CNESA数据显示，2021年中国新型储能累计装机容量达5.73GW，与2020年3.28GW相比，同比大幅增长74.5%。
从装机数据看，在2021年，全球新增电化学储能装机量为10.2GW，同比增长83%；中国新增电化学储能装机量为2.4GW，同比增长126%。在2015-2021年，我国电化学储能累计装机量从0.16GW提升至5.51GW，年均增速约80%；而同期传统的抽水蓄能累计装机量年均增速仅为9.8%。
截至2021年底，中国已投运的储能项目累计装机规模达 46.1GW，同比增长 30%，大约占全球总规模的 22%；全球已投运储能项目累计装机容量达 209.4GW，同比增长9%，电化学储能中锂离子电池的累计装机量达到23.2GW。
根据CNESA预测，预计到2026年新型储能累计规模将达到48.5GW，未来5年里新型储能规模年复合增长率为53.3%。专家预计，到2030年，全国新型储能总功率将达到120GW，新型储能总投资规模将近9000亿元。
密集政策支持新型储能
今年以来，新型储能领域迎来一系列政策利好消息。
今年2月份，甘肃省发布了《甘肃省“十四五”能源发展规划》，到2025年，全省储能装机规模达到6GW，光伏发电41.69GW，风电38.53GW。
今年3月份，青海省发布了《青海省“十四五”能源发展规划》，力争到2025年，建成电化学等新型储能6GW；光伏发电45.80GW，风电16.50GW。
今年4月份，广东省印发《广东省能源发展“十四五”规划》，到2025年，建设发电侧、 变电侧、 用户侧及独立调频储能项目2GW以上，力争到2025年电力需求侧响应能力达到最高负荷的5%左右；鼓励“储能+可再生能源”发展。
今年6月1日，山西省发布《山西省能源发展“十四五”规划》，计划到2025年，全省可再生能源发电装机达到83GW以上，其中，光伏50GW,风电30GW；新型储能装机达到6GW左右。
今年8月8日，江苏省发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，计划到2025年新型储能装机规模达到2.6GW左右。
据机构统计数据显示，目前国内已有10多个省市自治区发布“十四五”新型储能装机规划，到2025年新增装机目标超过40GW；其中青海、甘肃、山西等新型储能装机规模目标6GW，内蒙古5GW，山东4.5GW，河北4GW，浙江3GW,河南2.2GW，湖北和广西各2GW等。
前不久，国家能源局有关负责人表示，将继续推动新型储能的试点和示范，建立新型储能的成本疏导机制可以推动新型储能的商业化应用和发展，做好新型储能的专项规划研究，指导各地因地制宜、多元化发展储能，利用好新型储能的大数据平台加强信息的交流和经验分享，促进整个新型储能行业的高质量发展。
强强联手 优势互补
那么，为何是光伏和锂电的行业巨头联手加强合作呢？
实际上，锂电企业掌握产业链上游产品资源，如果要向下延伸介入储能，就需要市场支撑；而光伏企业拥有下游市场资源，如果要拓展介入储能，就需要产业链上游的产品资源。
在光伏储能业务发展初期，不管是光伏企业还是锂电企业，都还不成熟，不具备完整的储能产业链的核心竞争力。
（图源CATL企业官网）
而光伏企业与锂电企业合作，取长补短，正好可以资源和优势互补，弥补各自业务上的短板。这也是近年来锂电巨头宁德时代与晶科、阿特斯等光伏巨头进行战略合作的一大主因。
成本偏高存争议
当前，我国储能产业还存在一部分关键核心技术尚未被攻克，储能技术商业化方面仍然还有一定差距。
不仅如此，由于新型储能成本偏高，近年来原材料价格上升导致新型储能项目经济性差，致使其推广仍然存在较大的阻力，部分已招标项目暂缓执行，商业化进程被迫放缓。以电化学储能为例，目前的度电成本大约在0.6至0.9元/kWh，而要达到规模化应用，目标成本应该在0.3至0.4元/kWh。也就是说，成本至少还得降低50%左右。
此外，新型储能中电化学储能系统的安全问题亦不容忽视，全球已经发生多起电储能系统事故。而后期与环境相关的电池回收的问题，也是无法回避的话题。
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