万亿储能市场迎来政策强信号：五年实现30GW装机量，十年实现全面市场化

（原标题：万亿储能市场迎来政策强信号：五年实现30GW装机量，十年实现全面市场化）

7月23日，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（以下简称《指导意见》），提出到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。

《指导意见》发布后，A股“储能”概念股闻风而动。截至收盘，科陆电子涨停，南都电源、鹏辉能源等概念股股价涨逾7%。

所谓的新型储能，是区别于抽水蓄能的其他储能类型，主要包括电化学储能。根据《指导意见》，到2025年，我国新型储能装机规模超过30GW。

中关村储能产业技术联盟发布的《储能产业研究白皮书2021》，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模35.6GW。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为31.79GW；电化学储能的累计装机规模居次，约3.27GW。

这意味着，在未来五年内，我国新型储能的装机规模至少存在八倍的增长空间。

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇在接受21世纪经济报道记者采访时表示，这一纲领性文件的出台，将有力促进储能与电力系统协调发展的市场化机制，产品性能质量稳步提升，企业间合资合作节奏加快，产业资源配置效率进一步提高，技术创新和工程示范应用进程加快，自主可控、安全高效的产业链和供应链体系核心竞争力显著增强。

新型储能发展迎“顶层政策”

2017年10月，国家能源局发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，为国内储能行业由商业化初期过渡并向规模化发展转变定下基调。

在这个被业内视作整个储能行业发展的“顶层政策”的影响下，过去三年，国内储能行业迎来快速发展。2020年，中国已投运储能项目累计装机规模占全球市场总规模的18.6%，同比增长9.8%。

21世纪经济报道记者注意到，尽管抽水蓄能目前在全球储能结构中占据绝对比重。但业内人士普遍认为，未来储能最大的增长空间却在电化学储能领域。

方正证券指出，抽水蓄能是当前应用最为广泛的储能电站，但蓄水电站的建设受制于地理环境，且由于抽水蓄能效率较低，在其他储能技术逐渐成熟的情况下，其新增装机增速逐年放缓。该机构测算，预计到2025年，全球发电侧、电网侧、用户侧累计的储能规模超过205GW。且在碳中和背景下储能政策支持力度大，叠加系统成本下降导致经济性显现，储能预期确定性增长。

中关村储能产业技术联盟分别基于保守和理想两种场景，对2021-2025年中国电化学储能市场的规模和发展趋势进行了预测。其中，在保守场景下，国内电化学储能市场在2021年继续保持快速发展，累计装机规模达到5.79GW。“十四五”期间，国内电化学储能累计装机规模年复合增长率（CAGR）为57.4%，市场将呈现稳步、快速增长的趋势。

事实上，《指导意见》自今年4月份在征求意见阶段，便吸引了行业内的广泛关注。

根据《指导意见》，到2025年，新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。新型储能在推动能源领域碳达峰、碳中和过程中发挥显著作用。

值得一提的是，《指导意见》明确提出，到2030年，实现新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。新型储能成为能源领域碳达峰、碳中和的关键支撑之一。

此外，《指导意见》还提出，要强化规划引导，鼓励储能多元发展，统筹开展储能专项规划、大力推进电源侧储能项目建设、积极推动电网侧储能合理化布局、积极支持用户侧储能多元化发展；要推动技术进步，壮大储能产业体系，提升科技创新能力、加强产学研用融合、加快创新成果转化、增强储能产业竞争力。

商业模式仍需探索

尽管国内储能行业发展面临着巨大的增长潜力，但短期内，我国储能产业还需进一步探索可行的商业模式。

“当前储能行业大多数经营者尚未找到适合自身发展的市场机制和商业模式，电力市场机构滞后缺模式，技术厂商靠垫资，集成商担风险。”一位储能行业分析师告诉21世纪经济报道记者，目前国内储能项目的订单大多源自政策驱动，储能系统参与电价交易的机制还未理顺。

有国内从事储能业务开发的从业人员对21世纪经济报道记者表示，国内储能行业若要顺利、持续发展，需要对电价机制或调度规则做变革和推进。

21世纪经济报道记者注意到，“完善政策机制，营造健康市场环境”成为《指导意见》中的重要内容。其中，首先明确了储能电站将不再是作为火电、新能源的附属而存在。

《指导意见》指出，明确新型储能独立市场主体地位。研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。鼓励探索建设共享储能。

在健全新型储能价格机制方面，《指导意见》提出，要建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。

实际上，积极的信号正在释放。今年5月25日，国家发改委正式对外公布了《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》提出，将继续推进输配电价改革，理顺输配电价结构，提升电价机制灵活性。同时，该方案再度明确，要落实新出台的抽水蓄能价格机制，建立新型储能价格机制，推动新能源及相关储能产业发展。

刘勇认为，中国储能产业未来5年及10年的发展，尤其是储能技术的成本优势、规模优势和性能优势将变得越来越清晰。

“目前储能项目实现商业化的核心要素之一仍是降本。”前述分析师对21世纪经济报道记者表示，近十年来，国内储能系统建设成本正在加速下降，显著提升了储能应用场景的经济性。

（作者：曹恩惠 编辑：张星）

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