能源大势2022：新型储能规模能达到多少？

蓝狮平台网讯：碳中和目标的提出加速了能源领域的变革。在迈向碳中和的路上，新兴技术有望迎来更大的发展机会，新的赛道可能逐步显现。2021年，电力市场化取得重大进展，储能、氢能、数字化等领域政策确定性持续增强，一些新兴技术的产业化进程也出现加速迹象。

能源新势力虽然在现有的格局中占比不高，却代表着行业未来的种种可能性。2022年，能源领域新技术、新模式将继续接受市场检验，在变革的潮流中去伪存真，大浪淘沙。

eo总结2022年新型领域六大看点如下：

01、负荷侧业态是否会有新花样？

2021年，国家发改委发文取消工商业目录销售电价，推动工商业用户全部进入电力市场。过去习惯于按照固定价格与供电局结算电费的用户，开始直面波动的电力价格和多样化的购电选择。

由“双控”和煤炭短缺引发的限电也激发了一部分电力用户的忧患意识，开始主动思考通过储能和分布式发电等技术手段避免停电。

电力用户的角色也在悄然改变。分布式发电、储能、数字化等技术使电力用户也可以成为电力生产者，电力用户将有更多机会参与市场博弈。2021年《电力辅助服务管理办法》印发，新型储能、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等各类用户侧资源都将有机会参与电力辅助服务交易。

电力用户重视用能管理的时机正在到来，技术和政策条件已初步具备。因此，负荷侧是否有可能发展出更丰富的业态，非常值得期待。

深入了解用户需求，为电力用户提供更加丰富和精细的用电管理服务，这实际是本轮电改启动以来许多改革参与者的共同期望，即电力市场化改革最终应让终端用户获得更好的用能服务，而不仅仅是简单降电价。

过去习惯于开发项目的能源企业是否能够及时转换思维方式，站在用户角度思考问题，帮助企业实现个性化诉求？在能源互联网、综合能源、智慧能源等热词背后，谁能够率先在负荷侧探索出可复制的商业模式？当市场的土壤逐渐形成，机会将留给有准备的人。

02、数字化转型如何落地？

在各大能源央企的2022年工作会议中，数字化转型几乎成为新一年重点任务中的“标配”。

南方电网2022年工作会议提出，要加快推进电网数字化智能化改造；加快提升服务数字化水平；加快建立运营数字化体系；加快构建数字产业化生态；健全数字化转型推进机制。国家电网则提出积极服务新能源发展，提高电网数字化水平。

大唐、华能、国家能源集团、中石油、中石化、国家管网也分别从科技攻关和管理提升等不同角度部署数字化转型工作。

数字化转型是能源企业发展的内在需求。煤炭石油等化石能源开采需要通过数字化、智能化技术实现减员增效。新型电力系统的建设也对数字化有迫切需求，新能源发电需要“可观、可测、可控”，分布式的发展则要求整个电力系统更加开放和灵活。数字技术与既有业务的融合将帮助能源企业改善管理，提升效率。此外，掌握海量数据的能源企业也开始尝试电力数据交易，发挥数据资产的多元价值。

与此同时，数字化已经成为国家拉动经济的新引擎。2021年国务院印发的《“十四五”数字经济发展规划》已提出：到2025年，数字经济迈向全面扩展期，数字经济核心产业增加值占GDP比重达到10%。在这一规划中，能源行业属于数字化转型提升工程的重点行业。

过去几年来，各大能源央企已纷纷表态，在数字化转型领域加大投入。在外部环境和内在需求的共同推动下，数字化转型在能源企业变革中所占的分量将越来越重。

03、新型储能规模能达到多少？

3000万千瓦是政府部门为中国新型储能发展设置的目标，实现时间是2025年，技术路线涵盖抽水蓄能以外的各种储能技术。如果单看各地对于储能的规划，以及在可再生能源领域强配储能的政策，这个目标也许会轻松实现。

2022年，储能领域最大的增长点将是建设在发电侧的各类储能电站。自2020年以来，全国已有二十多个省市提出要求，新增风电光伏场站须按照装机容量的一定比例配置储能，配置比例多在5%-20%。在此政策要求下，一批新能源企业开始投建储能电站。供多个新能源场站同时使用的共享储能项目也在增多，多个规模超过1GWh的共享储能项目在2021年备案。根据中关村储能产业技术联盟全球储能数据库初步统计，2021年全年，中国新投运的电化学储能规模达到1.87GW/3.49GWh，规划在建规模超过20GW。

但数据猛增难掩商业模式的欠缺。对于多数项目来说，投资储能目前并没有收益。2021年风电建设成本下降明显，下降部分可以抵消储能增加的成本，而光伏产业链一路涨价，光伏电站建设进度已受影响，增加储能只能进一步拉低投资回报率。

2021年在商业模式上进展最大的是山东省。山东能源主管部门制定了优先调用储能参与调峰、奖励优先发电量计划等组合措施，并推动建设了首批7个示范项目。然而，随着电力市场建设的推进——上网电价放开、目录电价取消、调峰市场融入现货市场，现有政策将无法适用，新政策有待出台。

有多少项目能够最终落地，要看谁最先找到可行的盈利模式。但从各省规划与各大新能源企业的计划来看，储能受到的重视程度已前所未有，2022年大概率仍是飞速发展的一年。

04、长时储能何时突破？

在锂电池一家独大的情况下，压缩空气储能、全钒液流电池、铁铬液流电池等技术虽显小众，但一直不乏看好者和探路者。2021年，由能源领域企业和投资机构发起的长时储能委员会在第26届联合国气候变化大会上宣布成立，长时储能的话题热度在国内也随之升高。

经过多年耕耘，国内的压缩空气储能、全钒液流电池、铁铬液流电池等技术开始进入产业化初期，有小规模的商业应用或示范应用，还存在着造价过高或者转换效率低等问题。

2021年，江苏金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目并网试验成功，规模达到60MW/300MWh，由中盐集团、华能集团和清华大学共同开发建设。2022年初，国家电投“容和一号”铁-铬液流电池堆量产线投产，每条产线每年可生产5000台30kW“容和一号”电池堆。此外，包括国家电投、华电在内的多家企业均有全钒液流电池示范项目在建或在规划中。

虽然锂电池技术是目前最成熟、产业化程度最高的储能技术，但电力领域对于储能的期望远高于此。从时间维度看，锂电池储能电站的充放电时间通常都在4个小时以内，但要想平抑可再生能源的波动性和间歇性，储能的工作时间必须更长。安全性也是一个重要的考虑因素，锂电池的起火爆炸问题在现有技术水平下难以杜绝，而液流电池、压缩空气等技术却安全得多。因此，长时储能被寄予厚望。

2021年，国外已有多家拥有长时储能技术的公司获得了大额投资，在全球加速低碳转型的大趋势下，储能技术将越发多元。

05、氢能产业化再进一步？

氢能产业政策的确定性正在不断增强。

已有媒体报道，国家氢能产业发展规划有望在2022年发布。尽管氢能产业长期受到扶持，但对于氢能在整个能源领域的定位并不清晰。而规划的发布将有助于明确产业发展方向。

产业扶持政策也在调整思路后逐步落地。从2009年到2018年，国家对氢燃料电池汽车采取与电动汽车相同思路的购置补贴。在经历一年政策空窗期后，2020年，财政部等五部门联合发布了《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，扶持政策改为专门针对示范城市群“以奖代补”，其他地区不再补贴。

相比购置补贴，“以奖代补”政策针对性更强，财政支持更为集中，管理和考核要求也更为细致，2021年8月和12月，主管部门先后批准包括上海、北京、广东、河北、河南在内的五大试点城市群，入围的五大城市群在申报阶段就已为本区域燃料电池汽车发展立下明确目标，此后主管部门将按照其目标完成情况给予奖励。

由于目前燃料电池汽车市场具有明显的政策驱动特征，在奖励预期下，2022年示范城市群的氢燃料电池汽车数量、加氢站数量预计都将有明显增长，产业链相关企业预计也有机会获得更充足的研发资金。

目前，氢气供应仍以化石燃料为主，低碳制氢的方式主要包括可再生能源制氢和化石燃料制氢并配套CCUS，两种方式都成本高昂。另外，燃料电池涉及诸多关键材料及技术，中国尚未实现完全的自主知识产权，在一些细分方向上仍然受制于人。这都将是中国氢能产业发展的长期挑战。

06、核电供暖会更受欢迎吗？

在“双碳”目标下，核电供暖正在成为清洁低碳供暖的一个选项。

核能供暖以核能为热源，通过换热站进行多级换热，最后经市政供热管网传递热量，为城市提供集中供暖。技术路线主要包括核热电联产和小堆技术。2021年，海阳核电和秦山核电都已通过热电联产实现供热。

海阳核电供暖项目“暖核一号”——国家能源核能供热商用示范工程二期450万平方米项目于2021年11月在山东海阳投运，供暖面积覆盖海阳全城区，惠及20万居民。

秦山核电供暖工程2021年12月在海盐投运。现阶段秦山核电利用核电机组冬季剩余热功率实现对海盐县主城区及澉浦镇集中供暖，并计划到2022年底海盐县主城区向西和向北相关区块具备供暖条件，到“十四五”末，核能供暖范围将覆盖海盐县主城区并拓展至秦山街道和澉浦镇。

小堆方面，据中国核能行业协会专家委常务副主任赵成昆撰文介绍，由国家电投开发的“和美一号”正在推进中，一期为2×200MW。由中广核集团和清华大学联合开发的低温供热堆NHR200-Ⅱ处在项目前期准备阶段，首台计划于2022年12月开工，是我国核能综合利用以及低温供热技术首次商业应用。由中核集团开发的400MW燕龙（DHR-400）泳池式低温供热堆目前正在积极推进，计划2022年实现FCD，2024年建成投产。

对于核电领域来说，核能供热技术成熟且不产生碳排放，在低碳供热领域有广大的应用前景，如能稳定为电站所在城市供热，也将有助于改善核电在公众心中的形象，不过核电供暖本身的经济性、居民对于核电供暖的接受程度始终是核电供暖需要面对的不确定性。