新型储能要走市场化之路 全球实时

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储能政策的重点已开始转向市场机制和调用机制，储能产业发展不可能重走大规模补贴的老路。当前储能项目的商业模式尚不明确，多元应用尚不成熟。要加快推进电力市场体系建设，明确新型储能独立经营主体地位，加强新型储能价格机制研究，营造良好市场环境。

与二级市场上储能板块深度调整不同，储能产业正迎来新一轮扩产潮。今年以来，新型储能产业链上下游近20家企业宣布最新储能项目建设规划，特斯拉也将自己的储能超级工厂落户中国。同时，2022年落地开工的多个储能产线建设项目，有望在今年陆续迎来投产。一面在股市遇冷，一面又迎来产业投资热潮，储能产业为何遭遇“冰火两重天”？

新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术，包括新型锂离子电池、飞轮、压缩空气储能等。随着我国能源绿色低碳转型持续推进，新能源发电量占比不断提升，电力系统对新型储能的需求越发强烈。根据我国绿色能源生产能力进行测算，2030年我国能源消费总量需要控制在60亿吨标煤以内。届时，新能源装机有望超过17亿千瓦，成为我国装机规模最大的电源品种。

为促进新能源大规模开发消纳，支撑电网安全稳定运行，电力系统调节能力建设逐步成为重中之重。2022年，我国新增投运新型储能项目功率规模首次突破7吉瓦，能量规模首次突破15吉瓦时，与2021年相比，增长率均超过200%。单个项目规模与以往相比大幅提升，20余个百兆瓦级项目实现了并网运行，5倍于上年同期数量，而规划在建中的百兆瓦级项目数更是达到400余个，其中包括7个吉瓦级项目。与此同时，乌克兰危机引发的能源短缺，也刺激了海外储能市场大幅增长。井喷式的市场需求，吸引各路资本拿出真金白银加码储能产业。

面对产业投资的火热，二级市场却表现不佳。从年初起，A股储能板块持续下跌，引发投资者担心的除了项目密集上马可能带来的产能过剩，更多是储能行业在国内仍缺乏清晰成熟的商业模式和市场机制，产业可持续发展存在一定风险。

与欧美国家更多依靠市场驱动不同，我国储能行业的高景气度主要靠政策带动。为鼓励可再生能源发电企业市场化参与调峰资源建设，国家能源局2021年8月发文提出，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。地方政策一般按照装机规模的5%至20%比例，要求新能源项目强制配储。在政策刺激下，储能市场实现爆发性增长。

但如果不是政策要求强制配储，目前阶段很少有发电企业愿意主动配置储能，核心原因是配置储能增加的成本较高。由于储能产业处于发展初期，产业链成熟度低，厂商之间各自为政，尚未产生协同效应，储能系统价格仍然偏高。同时，我国电力市场建设处于起步阶段，市场机制难以准确反映新型储能的多重价值，新型储能参与市场收益的方式单一，尚未形成可持续的商业模式。尽管储能制造厂商主要盈利模式比较清晰，但储能电站投资建设获利之路还没走通。由于储能成本疏导不畅，社会投资意愿并不强烈。

过去，我国风电、光伏等产业依靠政府大量补贴实现了大规模发展，但是也暴露了很多问题。随着我国锂电产业链的不断完善，以及电力市场改革稳步推进，储能政策的重点已开始转向市场机制和调用机制，储能产业发展不可能重走大规模补贴的老路。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，明确到2030年，新型储能全面市场化发展。从商业化初期到全面市场化发展，留给新型储能的时间仅有不到10年，行业打破规模天花板还要继续突破发展瓶颈。

降成本，是开启新型储能产业宝藏的关键钥匙，实现这一目标需要产业链协同发力。电化学电池技术，可以通过材料、结构、工艺创新以及规模化生产，不断降低原材料生产成本、制造成本，并提升产品的安全性、能量密度及使用寿命等性能。要进一步培育和延伸新型储能上下游产业，依托具有自主知识产权和核心竞争力骨干企业，积极推动全产业链发展，着力培育和打造储能战略性新兴产业集群。

解决新型储能高成本的问题，还需要依靠体制机制改革和商业模式创新。当前储能项目的商业模式尚不明确，多元应用尚不成熟，处于“看上去很美”的阶段。要加快推进电力市场体系建设，明确新型储能独立经营主体地位，加强新型储能价格机制研究，营造良好市场环境。支持企业在规模化制造能力的基础上，继续将触角延伸到下游应用环节，深度参与多元化应用场景拓展和商业模式创新，全方位寻求产业破局。

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