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        新型储能迎来顶层设计 或将带来万亿级市场投资机遇

        马晨晨 第一财经

          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;⒄菇锥,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;、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;、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;τ檬圃诒匦。

          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。òㄖ泄、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!澳壳肮腋鞑课诨刑治榷ㄔ牧霞鄹竦姆桨,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!庇嵴窕。

          《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!敝醒氩凭笱躺鹑诠恃芯吭耗茉唇鹑谘芯恐行闹魅嗡锢钇蕉缘谝徊凭。

          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。

          今年全国两会期间,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。

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