工商儲能項目在國內(nèi)風生水起，但用戶側(cè)儲能在國內(nèi)發(fā)展并不順利，原因在于國內(nèi)電網(wǎng)覆蓋完善，且設(shè)備成本高，很難通過光伏-并網(wǎng)方式獲得“補貼”。
地處青藏高原的共和縣，地勢海拔高、空氣稀薄，常年降雨量不足300毫米。
如此嚴酷的自然環(huán)境下，即便是最耐旱的植被也很難生存，更不用說牲畜或是人類。
然而這里卻是我國太陽能最豐富的地區(qū)之一，地表平均太陽輻射量每年每平米6400MJ，折合23040KWh，換句話說，如果將一平米光照全部轉(zhuǎn)換成電，可滿足一個人5年的用電量。
為利用這項天然資源，2018年，國資委帶頭、總投資320000萬元，在共和縣建設(shè)一座光伏-儲能一體示范性基地。
編號為F開頭的18個光伏子方陣仰面向南，將19.9兆瓦功率的電流，通過變電站升至330kv高壓電，并入青海電網(wǎng)，供附近百余公里范圍的居民、工廠使用。
這套光儲基地在建設(shè)完成的第一年，發(fā)電總量達到3962萬度，按照當年度電價，相當于近1600萬元的產(chǎn)值。
然而，在沒有儲能系統(tǒng)幫助的情況下，可再生能源發(fā)電機組的輸出最多只是“看天吃飯”。
共和縣這臺光充儲站早有準備。白天產(chǎn)生的電量一部分并入電網(wǎng)，另一一部分關(guān)于儲存在化學電池，在云朵遮掩、夜間無光照且需要電時釋放出來，消納晝夜間峰谷差、平滑負荷。
碳中和，重點在于構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，在源網(wǎng)荷基礎(chǔ)上，增加儲能環(huán)節(jié)，以彌補新能源看天吃飯的不可預測性，使電網(wǎng)穩(wěn)定運行。
儲能如何在其中發(fā)揮作用?為何它能成為今天資本市場的重點關(guān)注對象?首先，儲能的市場驅(qū)動源于三大側(cè)：發(fā)電、電網(wǎng)、用戶。時下，發(fā)電側(cè)儲能備受矚目，用戶側(cè)儲能方興未艾，電網(wǎng)側(cè)儲能早已坐上冷板凳。
截至2020年7月，新能源已成為國家電網(wǎng)的第二大電源，新能源裝機3.65億千瓦，占比22.9%，發(fā)電量3390億千瓦時，占比10.9%。
與此同時，部分省市對新能源依賴程度攀升，青海等5個省區(qū)裝機占比超過40%，在21個省區(qū)已成為第一、二大電源。
盡管新能源普遍成本低、環(huán)保，但風能、光能等新能源的波動性極大，隨之降低電網(wǎng)抗擾動能力，容易出現(xiàn)連鎖脫網(wǎng)。
目前發(fā)電側(cè)儲能剛剛步入起步階段，國內(nèi)部分省份發(fā)布文件明確了儲能參與調(diào)峰服務(wù)價格，從經(jīng)濟角度鼓勵配置儲能設(shè)備。
截至2021年6月，我國已有25省份發(fā)布文件明確提出新能源配儲能。其中新疆、青海、陜西西安三地區(qū)同時公布了地方性補貼政策。
“將低價的電存儲起來，在高價時并入電網(wǎng)，從中獲得峰谷差價利潤。目前北京、江蘇、上海、湖南等省會的峰谷價差已達到0.6元/kWh。文章開頭提到到青海共和縣儲能項目，差價也在0.4元以上。
工商儲能項目在國內(nèi)風生水起，但用戶側(cè)儲能在國內(nèi)發(fā)展并不順利，原因在于國內(nèi)電網(wǎng)覆蓋完善，且設(shè)備成本高，很難通過光伏-并網(wǎng)方式獲得“補貼”。
這方面，海外用戶更愿對儲能設(shè)備敞開胸懷。
2021年2月，受極側(cè)嚴寒天氣影響，美國得克薩斯州大范圍停電，由于大部分居民采用電熱供暖，電力中斷意味著他們不得不在家中忍受寒冷。而形成鮮明反差的是，在這場自然災(zāi)害中，少部分早期安裝了TeslaPowerwall的居民，表示自己家“幾乎沒有斷過電”，順利度過了嚴寒。
目前，海外用戶側(cè)儲能商業(yè)模式較國內(nèi)市場更為成熟，例如美國在21世紀初便建立了電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，推動儲能參與電力市場，而且在特殊情況中的優(yōu)勢不言而喻，深受中產(chǎn)以上家庭青睞。
對于家庭儲能產(chǎn)品完善的中國公司，海外市場或許更具誘惑力。
另外，充儲一體的思路對于新能源補能系統(tǒng)的建設(shè)有極大的參考意義。
當下，新能源汽車滲透率迅速增長，30kW、100kW等大功率快充及時慢慢普及，與之而來的對電網(wǎng)的高負載考驗。
2020年，我國新能源汽車保有量492萬輛，占汽車總量的1.75%，其中純電動汽車保有量400萬輛，占新能源汽車總量的81.32%。當所有新能源車同時充電時，將對既有電網(wǎng)造成極大壓力。
現(xiàn)有解決方案是通過電價調(diào)控，鼓勵新能源車主在用電低估時充電。但這只降低了負載問題，日益增長的充電需求對充電樁分布和數(shù)量有了更多依賴，國內(nèi)多數(shù)老舊小區(qū)電網(wǎng)本身對大功率改造并不適合，間接激發(fā)了儲能充電樁的發(fā)展。
2021年7月15日，國家發(fā)改委、國家能源局正式印發(fā)《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，明確到2025年新型儲能裝機規(guī)模達30GW以上，未來五年將實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；D(zhuǎn)變，到2030年實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。
就相關(guān)測算，以電化學為主體儲能項目擁有最高回本速度。據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟數(shù)據(jù)，截至2020年末，中國電化學儲能累計裝機規(guī)模達3.3GW，預計未來五年復合增速超56%。
作為占儲能EPC成本53%以上的鋰電池，相關(guān)等細分技術(shù)已充分獲得資本的重押。
截止7月30日，包括贛鋒鋰業(yè)、天齊鋰業(yè)、藍曉科技、藏格控股在內(nèi)的鋰礦概念股已經(jīng)在過去一年中整體上揚250%。
有分析師認為，隨著鋰電技術(shù)發(fā)展，電化學儲能度電成本還將進一步下調(diào)，從2020年0.49/kWh，下降到2025年的0.19/kWh，系統(tǒng)服役年限也將從6~8年周期，延長到15年。屆時，儲能的魔力將進一步釋放。(瓦特)
