新能源发电成本大幅下降，储能成本却不降反增，高价锂电池如何反噬储能？

文 ｜ 谢泽锋

将能量储存起来，在需要时再将能量释放出来，大概是人类历史上最伟大的发明之一。

面对能源枯竭、生态恶化、空气污染，新的能源危机与储能革命迎来历史交汇的时点。

按照“双碳宣言”的目标，我国可再生能源的主力军——风电、光伏的总装机量在2030年将达到12亿千瓦以上。

国家能源局更是明确表示，到“十四五”末，可再生能源的发电装机占全国电力总装机的比例将超过一半，可再生能源在全社会用电量增量中的比重将是“三分天下有其二”。

作为一种柔性电力调节系统，在新能源替加速代传统化石能源的历史进程中，具备不可替代的作用，是实现新能源消纳、调峰调频，提升新型电力系统稳定性的刚需。

尽管在急速爆发，但储能产业面临商业模式不清晰的窘境。

作为储能的未来，电化学储能中的锂电被上游资源钳制，且上游原材料在历史级的高位仍在持续上涨。

过高的资源成本，很难撑行业大规模爆发式增长，甚至可能演变为储能产业的巨大隐忧和风险点。

即便是有看似广阔的前景，也只能在解决好成本高昂的前提之下才能实现。

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储能锂电，高度绑定

2020年全球新增的储能装机中，75．1％来自电化学储能，贡献了绝大部分的增量。

目前，我国非石化能源的占比仅有15％左右，风光发电在发电总量中占比不足十分之一，核电不足5％，生物能仅2％。

但随着“双碳”战略的推进，可再生能源发电量将逐渐成为主力军，2060年火电将退出历史舞台，实现碳中和。

但风光等新能源天然自带不稳定性，而且存在需求和发电错配的问题。风力发电，风一会儿大一会儿小；光伏发电，白天电力需求弱，它持续做工，晚上电力需求旺盛，它却无法工作。

随着风光装机量爆发式增长，对电网消纳和柔性调控提出更高的要求，因此在光伏和风电场旁边建设一座储能站势在必行。

截至2020年底，全球储能装机量191．1GW，同比增加3．5％；中国储能装机量35．6GW，同增长9．9％，中国远快于全球平均增速。

而且，我国已经明确到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，新型储能装机规模达3000万千瓦（30GW）以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。

政策定调下，储能将迎来大爆发。国家能源局此前表示，到2021年底，我国新型储能装机规模将超过4GW。也就是说未来4年，新型储能将急速扩容6．5倍，年复合增长率高达65．49％。

数据统计显示，2021年上半年，国内新增在建的新型储能项目数达到了257个、总装机量11．8GW，分别是2020年同期的1．6倍和9倍，百兆瓦以上大规模的储能项目是2020年同期的8．5倍。

爆发式增长的背后，则是储能增量由传统的抽水蓄能到电化学储能的转变。作为火电、核电及超大型光伏集中电站的配套，抽水蓄能一直是全球储能领域的绝对主力，也是应用最为成熟的储能方式。  

但受制于场地、区位等客观因素的限制，抽水蓄能增长较慢。经过百年的发展，能够满足建设抽水蓄能站的地方已经不多了。

而电化学储能具备高度灵活性的调节特性，在电力系统中的份额快速提升。2020年全球新增的储能装机中，75．1％来自电化学储能，贡献了绝大部分的增量。而电化学储能中，锂电池占比接近九成。

与其他几种类型的储能路线相比，电化学储能兼具较高的能量密度和功率密度，而且不受地域条件限制，更具商业前景。

在能源革命快速推进的历史拐点，传统储能无法承载新能源的消纳问题，电化学储能几乎成为唯一答案。

当前，电化学储能正掀起一场储能革命。