理由一：国家大力支持

2月，国务院发布《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》，提出加快大容量储能技术研发推广，提升电网汇集和外送能力。辛保安提出2025年抽水蓄能装机5000万千瓦目标。

3月，两部委发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》提出：积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水(储)一体化”，探索增量“风光储一体化”，严控增量“风光火(储)一体化” ，所有“一体化”方案几乎都涉及储能。

4月，国家发展改革委、能源局发布重磅文件《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》(正式稿7月份发布)，提出2025年新型储能3000万千瓦以上装机，2030年，实现新型储能全面市场化发展。国家能源局启动源网荷储、多能互补一体化项目方案报送。

7月，国家发展改革委印发《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，拉大峰谷价差，条件具备区域，分时电价差距可达到4倍。

8 月，《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》发布，鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰，功率的 15%、 20%以上可以优先并网，时长4小时以上。

9月，《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》提出：到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上;到2030年，抽水蓄能投产总规模1.2亿千瓦左右。

10月，国家发展改革委印发了《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)，取消工商业目录销售电价，提出调整燃煤发电交易价格上下浮动范围为均不超过基准电价的20%，推动工商业用户都进入市场。

理由二：地方政府大力支持

2021年，内蒙古、安徽、陕西、河南、山东、甘肃、海南、新疆、贵州、青海、山西、宁夏均发布了新增风、光强制配10%~20%不等储能。12月，在安徽省能源局印发《2021年风电、光伏发电开发建设方案》中，光伏配储更是最高达到35%;风电最高达到98%。

除了强制配储，浙江、江苏、广东等9地地方政府也给予了储能补贴政策。

理由三：储能成本快速下降

2013年，锂电池储能电站成本为6元/Wh，到如今1.5元，储能成本下降了75%，据BNEF预计，到2030年，储能成本还要在此基础上再下降75%。2021年，东吴证券认为，储能系统成本为1.5元/Wh左右，储能迎来经济性拐点。

理由四：企业用电成本增加

取消工商业目录电价后，全部工商业将采取直接参与电力市场交易或代理购电的方式购买电力，新工商业电价=煤电上网电价±20%的方式组成，高耗能企业电价不受20%限制。工商业电价尤其是高耗能企业用电成本大大增高，安装储能电站可以在电网低谷给充电，高峰时放电，降低企业用电成本。

理由五：央企争相入局储能

2021年至少12 家央/国企签约风光储一体化项目39个，规模共计37.578GW，投资总额1739亿元。

6月，国网时代400兆瓦时，国内单体规模最大储能电站在福建霞浦开工;9月，三峡首个300MW/600MWh独立储能电站在庆云县开工;除了和风光配储建设，独立储能电站也逐渐受到央企青睐。

除了央企，华为、阳光、上能、林洋、晶科、天合等光伏民企龙头也纷纷入局储能。

理由六：前景广阔

随着储能技术的不断创新、储能成本的持续下降，央视报道表示：到2030年储能市场空间或可高达万亿以上。

责任编辑： 李颖