储能：新能源发展+政策双轮驱动，三条主线收益，行业步入快车道

原因在于主要经济体加大了对清洁能源的财政扶持力度。投资重点集中在可再生能源、电网和存储方面，一些新兴技术的投入正在快速增长，特别是电池、低排放氢、碳捕获利用和存储等。预计今年电池储能投资将增加1倍以上，达到近200亿美元。对太阳能光伏和电动汽车等领域的投资也在明显增加。

当前，从国家的顶层设计到地方省市出台的相关政策都不难看出，储能已成为目前解决新能源短板的重要手段。 在当前电力市场和储能价格回收机制尚不健全的情况下，盈利性差是困扰储能行业规模化发展的关键症结，因此，“补贴”被视为提升储能投资积极性的重要手段。据不完全统计，为促进可再生能源消纳，目前全国已有超过20个省市发布了新能源配置储能政策以及相应的储能补贴或鼓励政策。然而，各地补贴方式不尽相同，补贴标准差异也很大，原因何在？

投资风险大 业内呼吁加大政策激励

新能源配置储能在缓解弃风弃光、平抑电网波动的同时，也实打实地增加了企业投资成本。

“当前储能政策激励性不足。”江苏某储能公司总经理向笔者坦言，当前，地方政策多聚焦于鼓励或者强制新能源场站配置一定比例储能，以获取项目接入、调度等优先权。但在电力和辅助服务市场机制仍不完善的情况下，储能利用小时数难以得到有效保障，储能电站投资风险仍较大。

9%，可以说是把锂电池和光伏风头都抢了。但这周开始，半导体板块领跌，储能也大幅回调。

新能源赛道的火热，又涉及到用电问题。白天是用电高峰期，电力资源供给相对紧张，晚上是用电低谷期，电力资源供给相对充裕。加上新能源发电不具备火力发电那样的调峰功能，供给上的矛盾就涉及电网调峰的问题。

现代生产生活都离不开电，加上入夏之后天气炎热，我国地区用电激增，用电量以及用电负荷急剧攀升。

那储能有什么用呢？

储能主要是指电能的储存和释放的循环过程。 通俗地理解，就是把暂时多余的电以某种形式存起来，在需要的时候再拿出来使用，就像一个大号的充电宝。

要弄明白这个问题，我们还是要从“碳中和”讲起。新能源虽好，但在大规模并网应用阶段仍然存在一些问题。以光伏为例，太阳能发电需要“靠天吃饭”，所以光伏发电站输出的电能其实并不稳定，而且与用电高峰存在着明显的时间错配，如果直接并入电网，可能会对电网的电力调度和稳定性造成负面影响。

因此，电网公司可能会对某一阶段光伏电站的输出加以限制，一旦超过了一定的水平，光伏电站只能被迫丢弃这部分“多余”的电能。所以，如何使得光伏发电量保持在一个相对稳定的状态，同时不浪费来之不易的电力是光伏电站需要解决的一大难题。

于是，储能技术应运而生。

为何锂电池储能成为主流发展方向？

目前储能技术可以分为机械类储能、电气类储能、电化学储能、热储能、化学储能等。

虽然目前全球范围内的储能装置仍以抽水蓄能为主，但抽水蓄能受到地理条件的限制，加上投资过大、建设周期长的缺点，导致无法大规模的发展。

要理解这个问题其实很直观。举个例子，假设你是一家光伏电站的老板，现在你需要把暂时用不上的电力储存起来，到底是在旁边建个大水库抽水容易，还是利用锂电池更方便呢？所以即便撇开建设周期和成本，抽水蓄能对地理条件的依赖度也很高，所以局限性大。

电化学储能的优点就在于建设周期短、应用范围广、成本较低。其中，锂电池在电化学储能中占比最高，截止2018年，电化学储能中，锂电池就占比高达86.3%。

关于储能的政策支持，近期多次出台。

2021年8月10日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，引导市场主体多渠道增加可再生能源并网规模。

可以看出，此后电力企业再也不是单纯的建设、卖电的角色，而是将逐渐承担更多的可再生能源并网消纳责任。开发企业若想进一步增加项目并网规模，储能建设、购买辅助服务已经成为必选项之一。

7月23日，国家发改委、国家能源局正式印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中明确了储能行业的发展规划与目标，到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，累计装机规模30GW以上。

一周后的7月29日，国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，部署各地进一步完善分时电价机制。主要目的就是继续拉开高峰、低谷时期的电价，条件具备区域，分时电价可达到4倍。

5G的发展也需要储能。

对于普通老百姓的认识来说，5G的应用可能就是网速更快，看视频更顺畅，但如果5G仅限于这些应用，那就太浪费了。

5G具有高宽带、高流量和高发射功率等特点，同时收发通道数明显增加，但这也导致其功耗的增加。

基站本身可以存储低谷电，所以5G基站也是重要的储能装置。

现在将储能技术应用于电力系统，弥补电力系统中缺失的储放功能，平衡电力系统，特别是在平衡大规模清洁能源发电接入电网带来的波动性。

从电力系统细分的角度看，储能在发电侧、输配电侧、用电侧都不可或缺。

新能源赛道下，作为大规模应用光电、风电的必经之路，储能产业还是很有发展前景的，同时产业政策相继出台，支持力度空前。

同花顺数据显示，近一周以来储能概念股已经增至116家，20家上市公司累计涨幅超过20%。

所以客观地讲，储能作为近期资本市场的最强“扛把子”，这个板块的目前的估值已经不便宜了。

文 | Antonia Gawel，全球气候总负责人；气候与自然中心副主任， 执行委员会成员，世界经济论坛

宋莎，气候与自然中心，可持续发展与中国合作伙伴关系专家，世界经济论坛

至2030年，新兴经济体需要进行66万亿美元的大规模全球基础设施投资；

“一带一路”倡议对低碳基础设施的绿色投资提供了一个新的发展模式；

世界经济论坛和普华永道的一份最新报告强调了金融、低碳技术和政策框架如何能够支持这一转型。

现今的基础设施投资决策将锁定未来几十年的排放走向，并有可能决定世界实现《巴黎协定》将全球温度上升限制在远低于2℃这一目标的能力。

新兴市场和发展中经济体（EMDEs）随着其扩展、工业化和城市化的推进，面临着不断增长的能源需求。新兴市场和发展中经济体的电力需求将以先进经济体的三倍左右的速度增长。例如，从2020年到2030年，东南亚和非洲的电力需求预计将增长50%以上，印度将增长60%以上。

每个国家的国情、优先事项和资源情况不同。在国际标准和前瞻性气候政策的支持下，未来将需要形成一个由公共和私人利益相关方组成的复杂生态系统，以推动可融资的的基础设施项目。

从太阳能和风能到电池存储和电动车，低碳技术不仅在技术发明上是可行的，在商业推行上也是可行的。部署这些低碳技术的“一带一路”倡议项目数量激增，这符合中国2021年9月的承诺，即“支持发展中国家发展绿色低碳能源，且不在国外建设新的燃煤发电项目。”

例如，由于太阳能和风能的平准化度电成本（LCOE）正在降至甚至低于火力发电成本，出于经济和环境原因，这些技术越来越受到青睐。在国际能源署（IEA）的净零排放（NZE）场景下，预计到2050年，太阳能和风能发电量将分别增加20倍和11倍。

目前这种转型的例子包括晶科能源及其对东南亚太阳能光伏供应链的扩展，它通过对太阳能光伏制造的对外投资促进了经济增长、就业和创新。另外，丝路基金对非洲和中东地区的可再生电力资产进行投资。例如，就投资额而言，Noor I将成为世界上最大的可再生能源单体项目；就容量而言，它将成为最大的CSP综合体。这个采用清洁技术的例子将使可再生能源更具有可融资性。华能集团正在投资建设欧洲最大的电池储能项目。。

金融机构在低碳转型中可以发挥重要作用。随着化石燃料的使用逐渐减少，它们必须管控转型风险，同时开发创新的融资机制和中介渠道，以支持低碳基础设施的建设。

在2026-2030年期间，新兴市场和发展中经济体将需要每年投资4000亿美元用于风能和太阳能发电，260亿美元用于电池储存，3000亿美元用于输电和配电，1330亿美元用于电动车和电动车充电器。

绿色投资融资机制在过去十年中迅速发展，但仍处于起步阶段。例如，发行的绿色债券只占全球债券市场的1%左右。要将可持续基础设施转化为主流资产类别，仍然需要大量技术创新。

许多金融机构正在通过“一带一路”绿色投资原则（以下简称GIP）和格拉斯哥净零排放金融联盟（GFANZ）等倡议设定目标，以扩大绿色基础设施的融资规模，同时减少与碳密集型行业的接触。

随着全球对减少化石燃料使用需求达成共识，在该行业涉及投资、贷款或其他接触的金融机构可能面临越来越大的风险。在国际能源署的净零排放情景中，煤炭、石油和天然气供应的总能源在2020年至2050年期间将分别下降89%、76%和56%。

中国银行是正为此采取行动的其中一家金融机构，其董事会对绿色金融的承诺对评估金融机构的气候相关转型风险非常重要。新加坡的星展银行承诺在2039年之前退出热煤，并实施了世界上第一个由银行发布的可持续发展和转型融资框架与分类法。瑞士再保险公司正降低对于碳密集度高的生产商的承保比例，亚洲基础设施投资银行已采用严格的ESG方法，以推动项目成为银行可担保的投资。

政策框架和有利环境

为了发挥全球日益增长的绿色投资浪潮，投资目的国需要构建起有利的政策和监管环境，并改善有助于提升项目“可融资性”的条件。低碳能源和交通基础设施同化石燃料替代品相比竞争力越来越强，但其通常需要较高的前期投资成本，然而随着时间的推移，这些成本会被较低的运营和燃料费用所抵消。因此，融资成本可能成为绿色基础设施投资是否成功的决定性因素。但对于新兴市场和发展中经济体来说，其债务融资成本可能比美国和欧洲高700-1500个基点（一个基点相当于1/100个百分点）。与政策、货币、限制等有关的具体项目风险会进一步增加融资成本。

为了管控这些风险，必须营造一个支持性的有利环境，其中包括有效的国家气候变化和绿色投资政策，并辅以能源、运输和其他相关部门的有利的部门法律和监管框架。多边开发银行在助力提升信心和降低融资风险方面发挥着关键作用，为那些无法从资本市场和商业贷款机构吸引资金的项目调动投资。

采取行动为绿色转型融资

自GIP启动以来，我们的成员机构已经广泛投资于新兴市场经济体的绿色项目。然而，要帮助这些经济体实现其气候目标，还需要付出更多努力。为了支持和营造“一带一路”沿线的国内有利环境，GIP计划通过与世界经济论坛和其他地方合作伙伴的紧密合作，在绿色投资潜力巨大且需求迫切的关键地区推出区域分会。

阅读报告《促进“一带一路”倡议绿色发展：发挥金融和技术的作用，推动低碳基础设施建设》

2、政府制定相关法律法规、政策的初衷，无非是尽可能的促进和激励可再生能源发电市场的发展、规范相关市场的正常运作。所以这些法律法规、政策的前景，很大程度上是受到了可再生能源发电技术不成熟、资源分布不均等因素的制约。

3、可再生能源发电，尤其是风电、光伏发电目前的瓶颈，一方面有市场规范、政策等的不完善造成的制约，另一方面与技术发展的瓶颈、资源分布不均有关。现在的状况是，政策逐步趋于完善，但是技术发展、资源利用却严重滞后。举例来看，水电资源主要分布在南方，尤其是西南地区，小水电等的发展不容乐观，远距离输电也成为难题；风电资源主要分布在沿海和西北地区，资源分布不均，输电建设跟不上，同时技术不成熟导致大量的风机脱网问题，电能无法上网输出；光伏发电，不适用于大规模的发电，只限于小范围的利用，短时间内难以形成规模。风、光发电本身具有间歇性，发电不稳定，同样影响了电网的安全稳定。

因此，现阶段法律法规、政策随着相关经验的积累可以逐步完善，但是可再生能源发电的技术亟需突破，这就需要技术人员努力解决尚存的问题，储能技术的发展对解决上述问题至关重要，应当引起足够重视。

行业前景广阔

2025 年储能装机规模目标、市场地位、商业模式已明确，国家及地方相关政策进一步完善，储能将随可再生能源加速发展叠加分布式电站、充电桩、微电网等衍生新型生态系统的应用，发电侧、电网侧、用户侧储能均将迎来新增应用需求。

储能是新能源发展不可或缺的要素：伴随着风力发电、光伏发电的不断发展，储能的发展也随之前景广阔。

日后风电和光伏的成本倘若不断降低，那么市场占有率则会大幅提升。他们的优点是清洁，满足再生资源标准。但是缺点则是不稳定性和择时性，若想解决这两个问题，就必须依靠储能——让风电光伏在适应发电的时候，把多余电量储存起来；或者把西北部电力储存起来，通过特高压传送到电力紧张的东南部。

此外，网侧储能的存在也为电网运行稳定和安全发挥着重要作用。

网侧储能提供了调锋、备用、调频的辅助作用。还可以帮助解决新能源大规模的需求，同时推动我国电力辅助市场的发展。

作为大规模应用光伏和风电的必经之路，储能是全球能源革新的关键赛道，产业发展路径清晰。

目前储能技术路径主要分为机械储能、电磁储能、电化学储能和其他储能。其中机械储能中的抽水蓄能由于技术最为成 熟，目前是储能市场上应用最广、占比最高的技术，但是抽水蓄能对于地理条件的依赖度高。电化学储能是目前市场上 关注度最高的储能技术，主要分为锂电池、铅酸电池、液流电池、钠硫电池四种

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支持为跨市、跨省大区域电力运转展示，主要包含的信息为电流、功率、电力负荷、线路电压等级、线路维护情况等全局性数据；对于设备的故障告警，设备管理定位等起着不可或缺的作用。

实时反应开关通断、设备负载、用户负荷、新能源出力等电网运行状态，如发现异常信息、故障信息，准确研判出导致异常的原因，及时通知工作人员全面排查监测电网状态。

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储能涉及领域非常广泛，根据储能过程涉及的能的形式，可将储能技术分为物理储能和化学储能。物理储能是通过物理变化将能储存起来，可分为重力储能、弹力储能、动能储能、储冷储热、超导储能和超级电容器储能等几类。其中，超导储能是唯一直接储存电流的技术。化学储能是通过化学变化将能储存于物质中，包括二次电池储能、液流电池储能、氢储能、化合物储能、金属储能等，电化学储能则是电池类储能的总称。

当可再生能源成为市场主流之后，能源保障成为新的挑战，无论是规模化后储能技术自身的安全性与能量密度，还是灾害发生后由储能配置引发次生灾害的可能性，目前已有的各项储能技术都还达不到承担超大规模能源战略储备的水平。从能量密度角度分析，未来最具可能性的超大规模储能技术方向是纯化学储能，如氢储能、甲醇储能、金属储能等。大型能源公司在开发超大规模储能技术方面具有一定资源优势，可借此承担大部分能源安全保障任务。