新型儲能將迎來巨大市場機遇。

2021年7月23日，國家發展改革委、國家能源局正式聯合發布《國家發展改革委 國家能源局關于加快推動新型儲能發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕1051號）（下稱《意見》）。

《意見》提出，到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變。新型儲能技術創新能力顯著提高，核心技術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，標準體系基本完善，產業體系日趨完備，市場環境和商業模式基本成熟，裝機規模達3000萬千瓦以上。新型儲能在推動能源領域碳達峰碳中和過程中發揮顯著作用。到2030年，實現新型儲能全面市場化發展。

所謂新型儲能，即為抽水蓄能之外的各類儲能總稱。

根據中關村儲能產業技術聯盟不完全統計，截至2020年底，中國已投運儲能項目累計裝機規模為35.6GW，占全球市場總規模的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模最大，為31.79GW，同比增長4.9%；電化學儲能的累計裝機規模位列第二，為3269.2MW，同比增長91.2%；在各類電化學儲能技術中，鋰離子電池的累計裝機規模最大，為2902.4MW。

這意味著，“十四五”期間，新型儲能裝機規模將增長近10倍。

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

作為推動可再生能源發展的關鍵技術，儲能被業內公認為是解決上述問題的最佳解決方案之一。此外，隨著能源互聯網逐步建成，需求側資源也將在我國電力系統中發揮重要作用。

沒有人懷疑儲能市場的前景，但是市場地位和商業模式等一直是最大的制約因素。

為實現這一目標，《意見》從政策機制、產業技術等方面給出相關政策，尤其是政策機制。《意見》的第九條明確提出，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、現貨和輔助服務等各類電力市場的準入條件、交易機制和技術標準，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”的電力輔助服務補償機制，深化電力輔助服務市場機制，鼓勵儲能作為獨立市場主體參與輔助服務市場。鼓勵探索建設共享儲能。

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

儲能投資商能否賺到錢，是決定儲能市場能否發展起來的最主要因素。

從商業模式上看，《意見》的第十條則進一步明確了健全新型儲能價格機制。要建立電網側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；研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。完善峰谷電價政策，為用戶側儲能發展創造更大空間。

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

所謂“研究探索將電網替代性儲能設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，是指電網公司代表整個電力系統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，不是電網管制業務，只是電網公司向其購買的一種電力服務。在英國，這叫系統成本。電網公司相當于把系統成本付了。二是抽蓄給風電、光伏等特定電源提供輔助服務，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，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。按照當前的形式，通過輸配電價回收相當于承擔了新型儲能成本+合理利潤兜底的角色，相關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費用。

這與此前國家發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、尤其是電化學市場實現規模化、爆發式增長。

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

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

這一目標相比2020年底新型儲能裝機規模將增長接近140倍。

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