《經濟參考報》記者獲悉，近期一系列電價改革舉措將帶動抽水蓄能、新型儲能等上下游產業上萬億投資，更多的儲能支持政策已在路上。新型儲能項目管理規范即將出爐，新型儲能發展“十四五”專項規劃正在加快制定，多地紛紛出臺或者醞釀加快儲能健康發展的政策。業內人士指出，政策紅利密集釋放將進一步催化行業發展，儲能投資建設開足馬力。不過，當前儲能尤其大容量儲能還是處于剛剛發展階段，商業化需要基于其所提供的供能作用與市場化手段進行結合。

政策紅利密集釋放

“十四五”末，新型儲能裝機規模將是當前的10倍，抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番。這樣巨大目標背后是政策的大力推動。

國家能源局近日發布的《抽水蓄能中長期發展規劃(2021-2035年)》提出，到2025年，抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番，達到6200萬千瓦以上;到2030年，抽水蓄能投產總規模較“十四五”再翻一番，達到1.2億千瓦左右。

根據國家發展改革委和國家能源局出臺的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，同時裝機規模要達到3000萬千瓦(30GW)以上。

除了在國家層面首次明確新型儲能裝機規模目標，今年以來相關部門更是連發數文，進一步增強市場和行業發展儲能的信心。“明確以競爭性方式形成抽水蓄能電量電價，將容量電費納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設發展的銜接，釋放出清晰強烈的價格信號，給投資者吃下‘定心丸’，為抽水蓄能加快發展注入了強勁動力。”國家發展改革委價格司副司長、一級巡視員彭紹宗在9月16日的新聞發布會上表示。

很多地方也在加大政策支持力度。日前，寧夏發改委出臺了有關“加快促進儲能健康有序發展”的相關文件，其中提出，要在新能源富集的寧東、吳忠、中衛地區先行開展“新能源+儲能”示范應用，并在全區逐年推廣。力爭到2025年，全區儲能設施容量不低于新能源裝機規模的10%、連續儲能時長2小時以上。

更多支持政策正在路上。據了解，國家能源局正在加快完善頂層規劃和統籌協調工作，目前新型儲能項目管理規范已編制完成待批，該文件對除抽水蓄能外的儲能項目規劃引導、備案建設、并網運行、監測監督等方面進行了明確規定。

彭紹宗表示，下一步將圍繞構建以新能源為主體的新型電力系統，持續深化電價改革。近期，新的跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法已完成公開征求意見程序。并且正在加快研究健全綠色電價體系、完善核電價格形成機制、深化目錄銷售電價改革等措施，將抓緊完善政策并推動落實。

儲能投資建設駛入快車道

一系列利好政策的出臺，使今年儲能投資建設馬力全開，駛入快車道。

中衛市地處寧夏中部干旱帶，風光資源豐富，當前正在推進“新能源+儲能”項目先行先試。“我們積極引導大工業用戶、新能源用戶在項目建設前期同步建設儲能設施，統籌考慮限電情況、接入條件及儲能設施利用效率等因素，促進儲能設施科學布局。”國網中衛供電公司電力調度控制中心副主任殷學農說，目前，已在當地發改委報備了115萬千瓦/230萬千瓦時的儲能站并網服務工作。

這并不是個例。據中關村儲能產業技術聯盟數據庫統計，截至2020年底，已投運的新型電力儲能(包含電化學儲能、壓縮空氣、飛輪、超級電容等)累計裝機規模達到3.28GW。而截至2021年8月，已有12GW新型儲能在規劃、建設和調試中。

華北電力大學經管學院教授譚忠富在接受《經濟參考報》記者采訪時表示，在“雙碳”目標之下，我國2030年風電、光伏發電裝機有可能達到18億千瓦，按照10%的比例配備儲能，規模需要達到1.8億千瓦，未來需要大力發展抽水蓄能與電化學儲能。

彭紹宗指出，今年以來的電價改革措施將有效拉動抽水蓄能、風電光伏、新型儲能建設和電解鋁行業節能技改等領域的投資，今后幾年預計可帶動上下游產業新增社會投資數萬億元。

東吳證券深度分析報告指出，隨著國內外儲能政策不斷出臺，鼓勵儲能發展，且電池與可再生能源發電的成本下降利好供需兩端，儲能市場將迎來高增長，長期來看，有望達到萬億市場空間。

與市場化手段相結合

業內人士認為，盡管儲能行業已經駛入“快車道”，但要真正“起飛”仍需時日。

“儲能尤其大容量儲能還是處于剛剛發展階段。”譚忠富認為，儲能商業化需要基于其所提供的供能作用與市場化手段進行結合，如儲能參與輔助服務市場以補充發電側的隨機性電源，平滑太陽能、風能的發電出力，提高太陽能、風能利用率;通過分時電價激勵儲能充放電，實現負荷平移，在電價高位時段放電而享受低谷電價進行充電以節省電費支出等。儲能物理功能需要通過市場手段尤其是價格來實現其經濟與環境價值。分時價格、參與電力輔助服務的容量備用價格等手段最為關鍵，反映出儲能參與削峰填谷、參與電力現貨市場的經濟價值與環境價值。

廈門大學中國能源經濟研究中心教授孫傳旺告訴《經濟參考報》記者，從“源網荷儲”一體化開發的意義上講，目前儲能的應用領域與實現場景已經相對明晰。一個是新能源加儲能正在成為風光電源項目建設的理想搭配。但是目前電價機制、系統安全，電池回收等問題影響著商業盈利模式。另一個是用戶側儲能，如工業園區、充電站、數據中心、通信基站等場景。盡管需求側的儲能成本相對比較容易通過下游商品轉移，但由于商業場景復雜，標準的盈利模式還有待進一步明確。未來破除障礙的根本途徑應從完善電價市場機制著手：擴大分時電價價差，配合綠電市場化交易，提高對市場投資主體的獲利激勵。同時，還需要增強儲能電池的梯次利用與資源回收，構建產業鏈上下游有序發展的良好關系。

目前一些嘗試已在開展。例如，寧夏明確要鼓勵儲能以獨立身份參與市場交易，將電儲能交易納入現行寧夏電力輔助服務市場運營規則中，以激發市場活力，彌補調峰不足。同時，還要探索儲能設施運營商業模式，培育一批有競爭力的市場主體，儲能產業發展要進入商業化應用。