中金公司研报认为，电力系统将需要更多的储能及其它灵活性资源，以满足能源的低碳、可靠等发展需求，储能市场快速增长，或将带来一个新的万亿市场投资机遇。

近日，国家发改委、国家能源局发布关于印发《“十四五”新型储能发展实施方案》（下称《实施方案》）的通知。

《实施方案》提出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。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，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。

国家能源局发布的解读称，《实施方案》是推动“十四五”新型储能规模化、产业化、市场化发展的总体部署。其旨在把握“十四五”新型储能发展的战略窗口期，加快推动新型储能规模化、产业化和市场化发展，保障碳达峰、碳中和工作顺利开局。

值得注意的是，《实施方案》并未对新型储能“十四五”时期的发展规模设定具体目标。中关村储能产业技术联盟理事长陈海生对第一财经表示，这是考虑到储能产业发展日新月异，旨在充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。

中金公司研报认为，电力系统将需要更多的储能及其它灵活性资源，以满足能源的低碳、可靠等发展需求，储能市场快速增长，或将带来一个新的万亿市场投资机遇。

2025年系统成本降低30%以上

“十四五”时期是我国实现碳达峰目标的关键期和窗口期，也是新型储能发展的重要战略机遇期。

官方解读称，随着电力系统对调节能力需求提升、新能源开发消纳规模不断加大，新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性更好，优势逐渐凸显，加快推进先进储能技术规模化应用势在必行。

据中国能源研究会储能专委会不完全统计，截至2021年底，中国已投运的储能项目累计装机容量（包括物理储能、电化学储能以及熔融盐储热）达到45.93GW，同比增长29%。其中，新能源配置储能以及独立储能成为新增装机的主要动能。

中国国际工程咨询有限公司高级工程师张建红对第一财经记者表示，目前制约我国储能大规模发展的主要是两个因素：一是新型储能的技术、标准尚不成熟。总体而言，我国仍处于储能产业化初级阶段。二是新型储能尚未建立成熟的商业模式。由于新型储能成本较高，即使通过现货峰谷套利、用户侧分时价差、辅助服务市场等方式交易，也很难收回成本。

一边是需求侧的快速增长，一边是技术、成本等因素的制约。为此，《实施方案》围绕总体要求、六项重点任务和保障措施作出安排。其中，六项重点任务分别从技术创新、试点示范、规模发展、体制机制、政策保障、国际合作等重点领域进行部署。

根据《实施方案》提出的发展目标，到2025年，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上；火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟；氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破。

多名业内人士认为，这是一个较为稳健的目标。知名能源咨询公司伍德·麦肯兹此前发布的研报称，至2025年，亚太市场（包括中国、韩国和澳大利亚）电网侧储能系统成本降幅将超过30%。其认为，中国的锂离子电池制造能力将在未来十年继续在全球领先，并将有力地推动这一进程，在降低储能系统其他组件（包括工厂配套设备）成本方面的努力也将发挥重要作用。

陈海生表示，自2021年以来，受上游原材料涨价的影响，以锂离子电池为主的电化学储能电池价格大幅上涨，将进一步影响储能项目的经济性。“目前国家各部委正在积极研讨稳定原材料价格的方案，我们相信随着产业扩大的规模效应以及技术进步，锂离子电池的价格将逐步回落，‘十四五’期间会有进一步下降的空间。”

创新新型储能商业模式

《实施方案》的另一个亮点在于提出了“市场主导、有序发展”的基本原则，明确新型储能独立市场地位。

中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华对第一财经表示，一直以来，储能无法形成商业模式的主要原因是缺乏合理的市场机制。对此，《实施方案》中明确要求，加快推进新型储能作为独立主体参与各类电力市场的进程，研究制定新型储能参与市场的准入条件、交易机制、调度、结算细则以及技术标准等。

“实现储能市场化发展，完善市场规则是基础，建立合理的成本疏导机制是关键。随着体制机制的不断完善，在构建新型电力系统的背景下，共享储能、云储能、聚合储能等不同的商业模式、运营模式将不断涌现和实施。”俞振华说。

《实施方案》提出，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，完善市场化交易机制，丰富新型储能参与的交易品种，健全配套市场规则和监督规范，推动新型储能有序发展。

“由于当前新型储能处在经济性和商业模式尚不明朗的阶段，市场对于它的认识存在很多盲区。为了平稳进入市场化运营，所以这次方案提出采取有效的政府引导的模式。”中央财经大学绿色金融国际研究院能源金融研究中心主任孙李平对第一财经称。

孙李平认为，目前市场认识的盲区主要体现在三方面：一是对新型储能的价值认识，这需要充分理解系统的整体运行才能掌握。二是对新型储能的技术类型认识，新型储能的技术门槛高、不同专业差距大。三是行业统计、基础研究的信息披露和解释工作不足。

他建议，相关部门和研究机构应做好信息公开工作，向投资者和从业人员充分释放市场信号。同时，重视金融在前期开发和创新中发挥的作用，创造良好的投资环境。

此外，《实施方案》细化了加快新型储能市场化步伐的具体措施。包括：加快推进电力市场体系建设，明确新型储能独立市场主体地位，营造良好市场环境。研究建立新型储能价格机制，研究合理的成本分摊和疏导机制。创新新型储能商业模式，探索共享储能、云储能、储能聚合等商业模式应用。

今年全国期间，全国人大代表、阳光电源董事长曹仁贤在接受第一财经采访时表示，目前可再生能源上网电价执行各地燃煤基准价，但这并不能反映光伏发电和风力发电企业的真实成本和收益，导致光伏电站投资回报率急剧下滑甚至亏本。

曹仁贤建议，一方面应完善光伏发电上网电价形成机制，核定新建光伏电站保障性收购价格，使得上网电价与各地煤电价格脱钩，光伏电站所发电量全额保障性收购，超过合理利用小时数的电量可参与市场交易，由市场机制形成价格。另一方面，应尽快建立光伏电站储能系统价格机制，将储能成本纳入光伏电站保障性收购价格的成本核算中，对于电网侧储能项目参照成本加合理收益的办法核定调峰、调频服务价格和利用率。

值得一提的是，国家发改委、国家能源局2021年7月发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，到2025年新型储能装机容量达到3000万千瓦以上、到2030年实现新型储能全面市场化发展的目标。

财通证券预计，到2030年新型储能装机规模有望达到150GW，根据2小时配置时间测算，全面市场化储能空间将会超过1.2万亿元。

原标题：新型储能迎来顶层设计，或将带来万亿级市场投资机遇