新型儲能將迎來巨大市場機遇。

2021年7月23日，國家發(fā)展改革委、國家能源局正式聯(lián)合發(fā)布《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》（發(fā)改能源規(guī)〔2021〕1051號）（下稱《意見》）。

《意見》提出，到2025年，實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展轉(zhuǎn)變。新型儲能技術(shù)創(chuàng)新能力顯著提高，核心技術(shù)裝備自主可控水平大幅提升，在高安全、低成本、高可靠、長壽命等方面取得長足進步，標(biāo)準(zhǔn)體系基本完善，產(chǎn)業(yè)體系日趨完備，市場環(huán)境和商業(yè)模式基本成熟，裝機規(guī)模達3000萬千瓦以上。新型儲能在推動能源領(lǐng)域碳達峰碳中和過程中發(fā)揮顯著作用。到2030年，實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。

所謂新型儲能，即為抽水蓄能之外的各類儲能總稱。

根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟不完全統(tǒng)計，截至2020年底，中國已投運儲能項目累計裝機規(guī)模為35.6GW，占全球市場總規(guī)模的18.6%，同比增長9.8%，漲幅比2019年同期增長6.2個百分點。其中，抽水蓄能的累計裝機規(guī)模最大，為31.79GW，同比增長4.9%；電化學(xué)儲能的累計裝機規(guī)模位列第二，為3269.2MW，同比增長91.2%；在各類電化學(xué)儲能技術(shù)中，鋰離子電池的累計裝機規(guī)模最大，為2902.4MW。

這意味著，“十四五”期間，新型儲能裝機規(guī)模將增長近10倍。

隨著新能源在電力系統(tǒng)中的占比越來越大，諸如“新能源出力大幅波動、功率平衡和運行控制難度極大、新能源發(fā)電量大時消納困難、擠占常規(guī)電源空間、消納與安全矛盾突出”等問題會對電力系統(tǒng)的市場機制設(shè)計、規(guī)劃設(shè)計、生產(chǎn)管理、運行控制帶來巨大挑戰(zhàn)。

作為推動可再生能源發(fā)展的關(guān)鍵技術(shù)，儲能被業(yè)內(nèi)公認為是解決上述問題的最佳解決方案之一。此外，隨著能源互聯(lián)網(wǎng)逐步建成，需求側(cè)資源也將在我國電力系統(tǒng)中發(fā)揮重要作用。

沒有人懷疑儲能市場的前景，但是市場地位和商業(yè)模式等一直是最大的制約因素。

為實現(xiàn)這一目標(biāo)，《意見》從政策機制、產(chǎn)業(yè)技術(shù)等方面給出相關(guān)政策，尤其是政策機制?！兑庖姟返牡诰艞l明確提出，要明確新型儲能獨立市場主體地位。

具體來看，將研究建立儲能參與中長期交易、現(xiàn)貨和輔助服務(wù)等各類電力市場的準(zhǔn)入條件、交易機制和技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，加快推動儲能進入并允許同時參與各類電力市場。因地制宜建立完善“按效果付費”的電力輔助服務(wù)補償機制，深化電力輔助服務(wù)市場機制，鼓勵儲能作為獨立市場主體參與輔助服務(wù)市場。鼓勵探索建設(shè)共享儲能。

按照政策，儲能電站將不再是作為火電、新能源的附屬功能，而是以電力系統(tǒng)獨立身份參與中長期交易、現(xiàn)貨和輔助服務(wù)等各類電力市場，電力系統(tǒng)主體將更加多元，而共享儲能電站等各種業(yè)態(tài)也將不斷涌現(xiàn)。

儲能投資商能否賺到錢，是決定儲能市場能否發(fā)展起來的最主要因素。

從商業(yè)模式上看，《意見》的第十條則進一步明確了健全新型儲能價格機制。要建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場；研究探索將電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收。完善峰谷電價政策，為用戶側(cè)儲能發(fā)展創(chuàng)造更大空間。

“建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制”，是《意見》中最大的亮點，也是儲能實現(xiàn)更大破局的關(guān)鍵點，也是解決新能源為主體的電力系統(tǒng)可能造成的容量支撐不足的重要手段。

所謂“研究探索將電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收”，意義同樣重大。需要明確的是，這里的納入輸配電價回收，并不等同于納入輸配電價。

納入輸配電價回收，是指電網(wǎng)公司代表整個電力系統(tǒng)向新型儲能方先行支付容量電費，再通過容量電費方式從用戶手中進行回收。

容量電費回收有三個渠道：一是通過輸配電價體系支付一部分費用，但這是一個臨時性的過渡措施。從道理上看，不應(yīng)該將新型儲能放到輸配電價中，因為新型儲能既不是輸電也不是配電，不是電網(wǎng)管制業(yè)務(wù)，只是電網(wǎng)公司向其購買的一種電力服務(wù)。在英國，這叫系統(tǒng)成本。電網(wǎng)公司相當(dāng)于把系統(tǒng)成本付了。二是抽蓄給風(fēng)電、光伏等特定電源提供輔助服務(wù)，可以收到一部分費用。三是新型儲能向電力用戶提供輔助服務(wù)，也將獲得部分費用。這三種回收方式暫時無法確定具體比例。按照當(dāng)前的形式，通過輸配電價回收相當(dāng)于承擔(dān)了新型儲能成本+合理利潤兜底的角色，相關(guān)部門在給新型儲能的容量電價進行核定時，需要扣除給特定電源和其他用戶提供的輔助服務(wù)費用。

這與此前國家發(fā)改委給抽水蓄能的電價政策保持一致。從整體看上，《意見》將帶動新型儲能市場、尤其是電化學(xué)市場實現(xiàn)規(guī)模化、爆發(fā)式增長。

事實上，這僅是到2025年和2030年的發(fā)展目標(biāo)。按照碳達峰、碳中和目標(biāo)要求，未來新型儲能市場將是一個巨大的市場。

國網(wǎng)能源研究院此前發(fā)布過我國能源電力在新形勢下呈現(xiàn)出的中長期發(fā)展路徑，預(yù)計中國新型儲能在2030年之后會迎來快速增長，2060年裝機規(guī)模將達4.2億千瓦左右。

這一目標(biāo)相比2020年底新型儲能裝機規(guī)模將增長接近140倍。

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