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              萬億儲能市場迎來政策強信號:五年實現30GW裝機量 十年實現全面市場化

              2021年07月24日  05:00  21世紀經濟報道  曹恩惠 

              盡管國內儲能行業發展面臨著巨大的增長潛力,但短期內,我國儲能產業還需進一步探索可行的商業模式。

              7月23日,國家發改委、國家能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》(以下簡稱《指導意見》),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。

              《指導意見》發布后,A股“儲能”概念股聞風而動。截至收盤,科陸電子漲停,南都電源、鵬輝能源等概念股股價漲逾7%。

              所謂的新型儲能,是區別于抽水蓄能的其他儲能類型,主要包括電化學儲能。根據《指導意見》,到2025年,我國新型儲能裝機規模超過30GW。

              中關村儲能產業技術聯盟發布的《儲能產業研究白皮書2021》,截至2020年底,中國已投運儲能項目累計裝機規模35.6GW。其中,抽水蓄能的累計裝機規模最大,為31.79GW;電化學儲能的累計裝機規模居次,約3.27GW。

              這意味著,在未來五年內,我國新型儲能的裝機規模至少存在八倍的增長空間。

              中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇在接受21世紀經濟報道記者采訪時表示,這一綱領性文件的出臺,將有力促進儲能與電力系統協調發展的市場化機制,產品性能質量穩步提升,企業間合資合作節奏加快,產業資源配置效率進一步提高,技術創新和工程示范應用進程加快,自主可控、安全高效的產業鏈和供應鏈體系核心競爭力顯著增強。

              新型儲能發展迎“頂層政策”

              2017年10月,國家能源局發布的《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》,為國內儲能行業由商業化初期過渡并向規模化發展轉變定下基調。

              在這個被業內視作整個儲能行業發展的“頂層政策”的影響下,過去三年,國內儲能行業迎來快速發展。2020年,中國已投運儲能項目累計裝機規模占全球市場總規模的18.6%,同比增長9.8%。

              21世紀經濟報道記者注意到,盡管抽水蓄能目前在全球儲能結構中占據絕對比重。但業內人士普遍認為,未來儲能最大的增長空間卻在電化學儲能領域。

              方正證券指出,抽水蓄能是當前應用最為廣泛的儲能電站,但蓄水電站的建設受制于地理環境,且由于抽水蓄能效率較低,在其他儲能技術逐漸成熟的情況下,其新增裝機增速逐年放緩。該機構測算,預計到2025年,全球發電側、電網側、用戶側累計的儲能規模超過205GW。且在碳中和背景下儲能政策支持力度大,疊加系統成本下降導致經濟性顯現,儲能預期確定性增長。

              中關村儲能產業技術聯盟分別基于保守和理想兩種場景,對2021-2025年中國電化學儲能市場的規模和發展趨勢進行了預測。其中,在保守場景下,國內電化學儲能市場在2021年繼續保持快速發展,累計裝機規模達到5.79GW。“十四五”期間,國內電化學儲能累計裝機規模年復合增長率(CAGR)為57.4%,市場將呈現穩步、快速增長的趨勢。

              事實上,《指導意見》自今年4月份在征求意見階段,便吸引了行業內的廣泛關注。

              根據《指導意見》,到2025年,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。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。

              值得一提的是,《指導意見》明確提出,到2030年,實現新型儲能全面市場化發展。新型儲能核心技術裝備自主可控,技術創新和產業水平穩居全球前列,標準體系、市場機制、商業模式成熟健全,與電力系統各環節深度融合發展,裝機規模基本滿足新型電力系統相應需求。新型儲能成為能源領域碳達峰、碳中和的關鍵支撐之一。

              此外,《指導意見》還提出,要強化規劃引導,鼓勵儲能多元發展,統籌開展儲能專項規劃、大力推進電源側儲能項目建設、積極推動電網側儲能合理化布局、積極支持用戶側儲能多元化發展;要推動技術進步,壯大儲能產業體系,提升科技創新能力、加強產學研用融合、加快創新成果轉化、增強儲能產業競爭力。

              商業模式仍需探索

              盡管國內儲能行業發展面臨著巨大的增長潛力,但短期內,我國儲能產業還需進一步探索可行的商業模式。

              “當前儲能行業大多數經營者尚未找到適合自身發展的市場機制和商業模式,電力市場機構滯后缺模式,技術廠商靠墊資,集成商擔風險。”一位儲能行業分析師告訴21世紀經濟報道記者,目前國內儲能項目的訂單大多源自政策驅動,儲能系統參與電價交易的機制還未理順。

              有國內從事儲能業務開發的從業人員對21世紀經濟報道記者表示,國內儲能行業若要順利、持續發展,需要對電價機制或調度規則做變革和推進。

              21世紀經濟報道記者注意到,“完善政策機制,營造健康市場環境”成為《指導意見》中的重要內容。其中,首先明確了儲能電站將不再是作為火電、新能源的附屬而存在。

              《指導意見》指出,明確新型儲能獨立市場主體地位。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。

              在健全新型儲能價格機制方面,《指導意見》提出,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。

              實際上,積極的信號正在釋放。今年5月25日,國家發改委正式對外公布了《關于“十四五”時期深化價格機制改革行動方案的通知》提出,將繼續推進輸配電價改革,理順輸配電價結構,提升電價機制靈活性。同時,該方案再度明確,要落實新出臺的抽水蓄能價格機制,建立新型儲能價格機制,推動新能源及相關儲能產業發展。

              劉勇認為,中國儲能產業未來5年及10年的發展,尤其是儲能技術的成本優勢、規模優勢和性能優勢將變得越來越清晰。

              “目前儲能項目實現商業化的核心要素之一仍是降本。”前述分析師對21世紀經濟報道記者表示,近十年來,國內儲能系統建設成本正在加速下降,顯著提升了儲能應用場景的經濟性。

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