12月3日，工信部印发《“十四五”工业绿色发展规划》，其中强调在主要碳排放行业以及绿色氢能与可再生能源应用、新型储能等领域，实施一批降碳效果突出、带动性强的重大工程。

这只是储能项目受到政策层面关注的最新例证。截至目前，我国已有25个省份发布文件明确新能源配置储能，并已有10个省份公布了储能参与调峰服务的价格文件。 

政策导向既定，当然会在资本市场掀起波澜。而近日广东省发改委也批复试行方案，对电网企业代理购电的辅助服务费用作出规定，强调包括储能、抽水蓄能等费用。12月8日，受该政策显著提高储能经济性的影响，A股储能板块走强。

此外，华为日前官宣成功签约沙特红海新城储能项目。该项目储能规模达1300MWh，是迄今为止全球规模最大的储能项目，对全球储能产业的发展具有战略意义和标杆示范效应。

与此同时，特斯拉等多家巨头纷纷宣布大规模“入场”，更是彻底引爆了市场对储能领域的热情。

数据显示，仅仅在半年多的时间内，A股储能板块指数就实现了“翻倍”，多只龙头股屡屡创下连板佳绩。

在推动绿色发展的大背景下，为什么说储能是推进碳达峰碳中和的关键？储能的技术路线将有望取得哪些突破？当前市场热炒的储能概念，背后是否存在高估或误读？

带着这一系列问题，《每日经济新闻》记者近期深入分析行业发展态势，并对多位储能领域专家进行了调查采访，试图深刻解读时下市场最热关键词之一——储能。

所谓“储能”，就是将能量储存起来以便以后需要时利用的技术。一般来说，当前的储能技术可以分为两大板块：一是物理储能，主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等方式；另一个板块则是电化学储能，也就是我们通常熟知的电池储能方式。

从目前情况看，A股市场上储能板块个股基本围绕着电池端和运营服务端展开。这也意味着，当前资本市场上受到关注的“储能”概念，指的一般是电化学储能。

随着我国提出力争2030年实现碳达峰、2060年实现碳中和，风电、光伏等可再生能源比重占整体能源消费比重越来越大，储能的地位也就显得愈发重要。

有关资料显示，风电和光伏等可再生能源都属于分布式发电，其主要特征就是“间歇性”。假如用户需要稳定的发电，就需要储能设施介入来发挥调节作用，使它提供一个稳定的发电功能单元。

澳大利亚国家工程院外籍院士、南方科技大学创新创业学院院长刘科向《每日经济新闻》记者分析，以太阳能(11.260, -0.18, -1.57%)为例，一年的发电时间大概只有全年的20%左右，风电发电时间也大概如此。也就是说，许多可再生能源都难以做到连续发电，因此要让可再生能源发展壮大，就要解决储能储电的问题。

《每日经济新闻》记者注意到，目前市场普遍对储能发展的前景相当看好。光大证券测算称，2030年储能需求空间可达到1.25Twh（亿千瓦时），2020年-2030年累计3.9TWh。2030年储能市场空间有望达到1.3万亿元，到2060年有望达到5万亿元。

在政策层面，多个部门对未来我国储能落地的规模也作出了明确规划。今年7月对外发布的《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》指出，到2025年，实现新型储能（除抽水蓄能以外的其他储能方式）从商业化初期向规模化发展转变。装机规模达3000万千瓦以上。

对此，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇在接受《每日经济新闻》记者采访时分析，从目前他在一线调研的数据看，今年上半年全国估计有400兆瓦（1兆瓦=1000千瓦）的储能项目投运，而到了下半年，光各地规划在建的储能项目就有6~7个GW（千兆瓦、吉瓦，1GW=100万千瓦）左右，规模出现了明显增长。

刘勇还透露，从他了解到的情况看，2022年各地规划在建储能项目规模将上升到13~15个GW，储能建设规模稳步扩大。“目前，储能市场正努力向万亿级别发展，可能到5到10年后就可以发展到这个规模（含新增抽水蓄能）。”

中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华表示，保守场景下，预计我国2025年新型储能装机规模将达到35GW，年复合增长率为57.4%。而在“双碳”目标进一步促动下，更多地方将出台落实储能应用政策，因此在理想场景下，2025年新型储能装机规模有望达到55.9GW，以更好地配合风电、光伏在2025年的装机目标。如果按照后一个场景，新型储能2021年到2025年复合增长率或将超过70%，呈现快速增长态势。

储能板块要形成万亿级市场，除了政策起到支撑作用以外，还需要形成一系列创新的商业模式。

刘勇向记者介绍，传统上储能的盈利方式主要是峰谷电价差套利。未来，要明确储能应有的主体地位和市场准入条件，围绕储能技术对新型电力系统安全高质量运行的价值体现，建立和完善分时电价机制、容量市场机制以及电力辅助服务市场机制。确保电力市场中所有参与主体获得公平待遇，通过市场化逐步推进储能产业可持续发展。

而在储能运用模式的创新方面，一家储能企业的负责人向记者介绍，我国正大力发展电动汽车，电动汽车保有量也在不断增加。如果说大量电动汽车出现同时充电的情况，就会造成很大的问题，给电网明显的冲击。不过，如果将光伏-储能作为一个电源加入电动汽车的储能单元，就可以解决单靠电网提供电动汽车充电电源的问题。

电动汽车本身也可以作为一个移动的储能来源。假设车主开着电动汽车去上班，电动汽车自然会在单位里停放比较长的时间，这样就可以把电动汽车也当做一个储能的能源接受电网的调度。

另一位业内人士则向记者表示，未来楼宇侧储能也有望成为一个很好的储能市场创新和商业化方向，楼宇侧的储能既可以赚取峰谷套利的费用，也可以与电网联动，参与需量管理和直购电交易从而赚取收益。

由于电化学储能发展前景被普遍看好，A股储能板块多只相关个股近期表现强劲。

不过，《每日经济新闻》记者注意到，虽然在资本市场上，电化学储能是当仁不让的热点，但从储能项目实际投产情况来看，市场则显示出另一种风景。

根据中关村储能产业技术联盟统计，截至2020年上半年，全球已投运储能项目累计装机规模185.3GW，同比增长1.9%；其中抽水蓄能累计装机占比最大，占92.3%；其次为电化学储能，占比5.5%。

这里提到的抽水蓄能，也是一种典型的储能技术——它利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电。与电化学储能不同，抽水蓄能与空气储能、飞轮储能等技术都属于物理储能的范畴，并且也是一项非常成熟的技术，早在1882年，抽水蓄能技术就在瑞士获得了利用。

　　

从上述数据看，电化学储能累计装机规模只有抽水蓄能的1/20左右，相当于后者的零头，两者之间的规模严重不相称。

随着电化学储能技术的不断推广运用，电化学储能占整体投运储能项目的比重近年来有所提高，但与抽水蓄能相比依旧有限。

截至2020年底的数据显示，全球已投运储能项目累计装机规模 191.1GW。其中，抽水蓄能的累计装机规模为 172.5GW，电化学储能为14.2GW。电化学储能占比相较此前有所扩大，但占整体比重仍没有超过10%。

但在资本市场上，抽水蓄能和电化学储能的表现却有着显著的分化——同花顺数据显示，A股储能板块今年5月中旬还只有951.81点，到今年11月25日已上涨到1873.45点，接近实现翻倍，并且板块表现在这半年中未出现比较明显的大幅度震荡。

而在抽水蓄能板块方面，今年9月以来，该板块经历了一轮“过山车”一般的行情，整体表现明显不如储能板块，目前其指数相对于最低点只上涨了大约18%。

如何解释抽水蓄能和电化学储能之间这种市场热度和实际投运规模的“倒挂”现象？

对此，刘勇分析，抽水蓄能电站一般规模较大、技术成熟、成本低廉，可以为促进可再生能源消纳、提升电力系统稳定运行及灵活性提供有力支撑。对电网来说，抽水蓄能电站具有调峰、调频、调压等功能，其对发展抽水蓄能具有更大的动力和积极性。

刘科对记者分析，自铅酸电池发明至今100多年来，人类花了数千亿美元的研发经费研究储能，但铅酸电池的能量密度从90千瓦时/立方米增加到今天最高的300~500千瓦时/立方米，并没有得到革命性的根本改变。迄今为止，大规模GW级的储电最便宜的还是100多年前就被发明的抽水蓄能技术。

《每日经济新闻》记者也注意到，2019年中国科学院电工研究所等机构研究人员发表的文章《储能的度电成本和里程成本分析》中指出，当前抽水蓄能电站度电成本（项目单位上网电量所发生的综合成本）为0.21~0.25元/kWh；电化学储能目前的度电成本大致在0.6~0.9元/kWh，距离规模应用的目标成本0.3~0.4元/kWh还有相当的差距。

在抽水蓄能实际运用情况方面，国网新源公司有关人士告诉《每日经济新闻》记者，“十三五”期间，公司抽水蓄能机组抽水启动11.54万次，发电启动14.06万次，其中应急启动3124次，累计提供电网顶峰和应急电量1151亿千瓦时，消纳电网低谷和新能源电量1440亿千瓦时。

有关专家向记者指出，在可预见的十几年内，抽水蓄能技术的运用和市场规模还将保持相对于电化学储能的优势。

刘勇向记者分析，未来储能领域以抽水蓄能为大头的趋势应该还会延续，随着电化学等其他储能技术的发展，抽水蓄能的占比应该会逐步降低，但应该还能保持在70%左右。在这个过程中，也要科学规划新能源配储方式、交易方式以及监管方式，规范储能投资建设及发展步伐，避免过快、过热投资造成市场无序发展。

《每日经济新闻》记者也注意到，今年9月国家能源局发布的抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》明确强调，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。从以上数据看，抽水蓄能投产规模还是明显高出同期新型储能一倍有余。

不过，有关专家也向记者指出，抽水蓄能虽然有技术成熟、项目规模大等多种优势，但大规模推广也存在着制约因素。刘科告诉记者，抽水蓄能需要建水坝，受到地势限制，还必须建在不缺水的地区，这就对推广抽水蓄能产生了阻碍。