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新型储能将迎来巨大市场机遇。

2021年7月23日，国家发展改革委、国家能源局正式联合发布《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）（下称《意见》）。

《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。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，在高安全、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，装机规模达3000万千瓦以上。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。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。

所谓新型储能，即为抽水蓄能之外的各类储能总称。

根据中关村储能产业技术联盟不完全统计，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模为35.6GW，占全球市场总规模的18.6%，同比增长9.8%，涨幅比2019年同期增长6.2个百分点。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为31.79GW，同比增长4.9%；电化学储能的累计装机规模位列第二，为3269.2MW，同比增长91.2%；在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为2902.4MW。

这意味着，“十四五”期间，新型储能装机规模将增长近10倍。

随着新能源在电力系统中的占比越来越大，诸如“新能源出力大幅波动、功率平衡和运行控制难度极大、新能源发电量大时消纳困难、挤占常规电源空间、消纳与安全矛盾突出”等问题会对电力系统的市场机制设计、规划设计、生产管理、运行控制带来巨大挑战。

作为推动可再生能源发展的关键技术，储能被业内公认为是解决上述问题的最佳解决方案之一。此外，随着能源互联网逐步建成，需求侧资源也将在我国电力系统中发挥重要作用。

没有人怀疑储能市场的前景，但是市场地位和商业模式等一直是最大的制约因素。

为实现这一目标，《意见》从政策机制、产业技术等方面给出相关政策，尤其是政策机制。《意见》的第九条明确提出，要明确新型储能独立市场主体地位。

具体来看，将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。

按照政策，储能电站将不再是作为火电、新能源的附属功能，而是以电力系统独立身份参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场，电力系统主体将更加多元，而共享储能电站等各种业态也将不断涌现。

储能投资商能否赚到钱，是决定储能市场能否发展起来的最主要因素。

从商业模式上看，《意见》的第十条则进一步明确了健全新型储能价格机制。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。

“建立电网侧独立储能电站容量电价机制”，是《意见》中最大的亮点，也是储能实现更大破局的关键点，也是解决新能源为主体的电力系统可能造成的容量支撑不足的重要手段。

所谓“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”，意义同样重大。需要明确的是，这里的纳入输配电价回收，并不等同于纳入输配电价。

纳入输配电价回收，是指电网公司代表整个电力系统向新型储能方先行支付容量电费，再通过容量电费方式从用户手中进行回收。

容量电费回收有三个渠道：一是通过输配电价体系支付一部分费用，但这是一个临时性的过渡措施。从道理上看，不应该将新型储能放到输配电价中，因为新型储能既不是输电也不是配电，不是电网管制业务，只是电网公司向其购买的一种电力服务。在英国，这叫系统成本。电网公司相当于把系统成本付了。二是抽蓄给风电、光伏等特定电源提供辅助服务，可以收到一部分费用。三是新型储能向电力用户提供辅助服务，也将获得部分费用。这三种回收方式暂时无法确定具体比例。按照当前的形式，通过输配电价回收相当于承担了新型储能成本+合理利润兜底的角色，相关部门在给新型储能的容量电价进行核定时，需要扣除给特定电源和其他用户提供的辅助服务费用。

这与此前国家发改委给抽水蓄能的电价政策保持一致。从整体看上，《意见》将带动新型储能市场、尤其是电化学市场实现规模化、爆发式增长。

事实上，这仅是到2025年和2030年的发展目标。按照碳达峰、碳中和目标要求，未来新型储能市场将是一个巨大的市场。

国网能源研究院此前发布过我国能源电力在新形势下呈现出的中长期发展路径，预计中国新型储能在2030年之后会迎来快速增长，2060年装机规模将达4.2亿千瓦左右。

这一目标相比2020年底新型储能装机规模将增长接近140倍。

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