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 理由一：國家大力支持

2月，國務院發(fā)布《關于加快建立健全綠色低碳循環(huán)發(fā)展經(jīng)濟體系的指導意見》，提出加快大容量儲能技術研發(fā)推廣，提升電網(wǎng)匯集和外送能力。辛保安提出2025年抽水蓄能裝機5000萬千瓦目標。

3月，兩部委發(fā)布《關于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導意見》提出：積極實施存量“風光水火儲一體化”提升，穩(wěn)妥推進增量“風光水(儲)一體化”，探索增量“風光儲一體化”，嚴控增量“風光火(儲)一體化” ，所有“一體化”方案幾乎都涉及儲能。

4月，國家發(fā)展改革委、能源局發(fā)布重磅文件《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見（征求意見稿）》（正式稿7月份發(fā)布），提出2025年新型儲能3000萬千瓦以上裝機，2030年，實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。國家能源局啟動源網(wǎng)荷儲、多能互補一體化項目方案報送。

7月，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關于進一步完善分時電價機制的通知》，部署各地進一步完善分時電價機制，拉大峰谷價差，條件具備區(qū)域，分時電價差距可達到4倍。

8 月，《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》發(fā)布，鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰，功率的 15%、 20%以上可以優(yōu)先并網(wǎng)，時長4小時以上。

9月，《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》提出：到2025年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模6200萬千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模1.2億千瓦左右。

10月，國家發(fā)展改革委印發(fā)了《國家發(fā)展改革委關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號），取消工商業(yè)目錄銷售電價，提出調(diào)整燃煤發(fā)電交易價格上下浮動范圍為均不超過基準電價的20%，推動工商業(yè)用戶都進入市場。

理由二：地方政府大力支持

2021年，內(nèi)蒙古、安徽、陜西、河南、山東、甘肅、海南、新疆、貴州、青海、山西、寧夏均發(fā)布了新增風、光強制配10%~20%不等儲能。12月，在安徽省能源局印發(fā)《2021年風電、光伏發(fā)電開發(fā)建設方案》中，光伏配儲更是最高達到35%；風電最高達到98%。

除了強制配儲，浙江、江蘇、廣東等9地地方政府也給予了儲能補貼政策。

理由三：儲能成本快速下降

2013年，鋰電池儲能電站成本為6元/Wh，到如今1.5元，儲能成本下降了75%，據(jù)BNEF預計，到2030年，儲能成本還要在此基礎上再下降75%。2021年，東吳證券認為，儲能系統(tǒng)成本為1.5元/Wh左右，儲能迎來經(jīng)濟性拐點。

理由四：企業(yè)用電成本增加

取消工商業(yè)目錄電價后，全部工商業(yè)將采取直接參與電力市場交易或代理購電的方式購買電力，新工商業(yè)電價=煤電上網(wǎng)電價±20%的方式組成，高耗能企業(yè)電價不受20%限制。工商業(yè)電價尤其是高耗能企業(yè)用電成本大大增高，安裝儲能電站可以在電網(wǎng)低谷給充電，高峰時放電，降低企業(yè)用電成本。

理由五：央企爭相入局儲能

2021年至少12 家央/國企簽約風光儲一體化項目39個，規(guī)模共計37.578GW，投資總額1739億元。

6月，國網(wǎng)時代400兆瓦時，國內(nèi)單體規(guī)模最大儲能電站在福建霞浦開工；9月，三峽首個300MW/600MWh獨立儲能電站在慶云縣開工；除了和風光配儲建設，獨立儲能電站也逐漸受到央企青睞。

除了央企，華為、陽光、上能、林洋、晶科、天合等光伏民企龍頭也紛紛入局儲能。

理由六：前景廣闊

隨著儲能技術的不斷創(chuàng)新、儲能成本的持續(xù)下降，央視報道表示：到2030年儲能市場空間或可高達萬億以上。

原標題：2022年安裝儲能電站的六個理由