记者获悉，近期一系列电价改革举措将带动抽水蓄能、新型储能等上下游产业上万亿投资，更多的储能支持政策已在路上。新型储能项目管理规范即将出炉，新型储能发展“十四五”专项规划正在加快制定，多地纷纷出台或者酝酿加快储能健康发展的政策。业内人士指出，政策红利密集释放将进一步催化行业发展，储能投资建设开足马力。不过，当前储能尤其大容量储能还是处于刚刚发展阶段，商业化需要基于其所提供的供能作用与市场化手段进行结合。
政策红利密集释放
“十四五”末，新型储能装机规模将是当前的10倍，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番。这样巨大目标背后是政策的大力推动。
国家能源局近日发布的《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》提出，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上;到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。
根据国家发展改革委和国家能源局出台的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，同时装机规模要达到3000万千瓦(30GW)以上。
除了在国家层面首次明确新型储能装机规模目标，今年以来相关部门更是连发数文，进一步增强市场和行业发展储能的信心。“明确以竞争性方式形成抽水蓄能电量电价，将容量电费纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，释放出清晰强烈的价格信号，给投资者吃下‘定心丸’，为抽水蓄能加快发展注入了强劲动力。”国家发展改革委价格司副司长、一级巡视员彭绍宗在9月16日的新闻发布会上表示。
很多地方也在加大政策支持力度。日前，宁夏发改委出台了有关“加快促进储能健康有序发展”的相关文件，其中提出，要在新能源富集的宁东、吴忠、中卫地区先行开展“新能源+储能”示范应用，并在全区逐年推广。力争到2025年，全区储能设施容量不低于新能源装机规模的10%、连续储能时长2小时以上。
更多支持政策正在路上。据了解，国家能源局正在加快完善顶层规划和统筹协调工作，目前新型储能项目管理规范已编制完成待批，该文件对除抽水蓄能外的储能项目规划引导、备案建设、并网运行、监测监督等方面进行了明确规定。
彭绍宗表示，下一步将围绕构建以新能源为主体的新型电力系统，持续深化电价改革。近期，新的跨省跨区专项工程输电价格定价办法已完成公开征求意见程序。并且正在加快研究健全绿色电价体系、完善核电价格形成机制、深化目录销售电价改革等措施，将抓紧完善政策并推动落实。
储能投资建设驶入快车道
一系列利好政策的出台，使今年储能投资建设马力全开，驶入快车道。
中卫市地处宁夏中部干旱带，风光资源丰富，当前正在推进“新能源+储能”项目先行先试。“我们积极引导大工业用户、新能源用户在项目建设前期同步建设储能设施，统筹考虑限电情况、接入条件及储能设施利用效率等因素，促进储能设施科学布局。”国网中卫供电公司电力调度控制中心副主任殷学农说，目前，已在当地发改委报备了115万千瓦/230万千瓦时的储能站并网服务工作。
这并不是个例。据中关村储能产业技术联盟数据库统计，截至2020年底，已投运的新型电力储能(包含电化学储能、压缩空气、飞轮、超级电容等)累计装机规模达到3.28GW。而截至2021年8月，已有12GW新型储能在规划、建设和调试中。
华北电力大学经管学院教授谭忠富在接受《经济参考报》记者采访时表示，在“双碳”目标之下，我国2030年风电、光伏发电装机有可能达到18亿千瓦，按照10%的比例配备储能，规模需要达到1.8亿千瓦，未来需要大力发展抽水蓄能与电化学储能。
彭绍宗指出，今年以来的电价改革措施将有效拉动抽水蓄能、风电光伏、新型储能建设和电解铝行业节能技改等领域的投资，今后几年预计可带动上下游产业新增社会投资数万亿元。
东吴证券深度分析报告指出，随着国内外储能政策不断出台，鼓励储能发展，且电池与可再生能源发电的成本下降利好供需两端，储能市场将迎来高增长，长期来看，有望达到万亿市场空间。
与市场化手段相结合
业内人士认为，尽管储能行业已经驶入“快车道”，但要真正“起飞”仍需时日。
“储能尤其大容量储能还是处于刚刚发展阶段。”谭忠富认为，储能商业化需要基于其所提供的供能作用与市场化手段进行结合，如储能参与辅助服务市场以补充发电侧的随机性电源，平滑太阳能、风能的发电出力，提高太阳能、风能利用率;通过分时电价激励储能充放电，实现负荷平移，在电价高位时段放电而享受低谷电价进行充电以节省电费支出等。储能物理功能需要通过市场手段尤其是价格来实现其经济与环境价值。分时价格、参与电力辅助服务的容量备用价格等手段最为关键，反映出储能参与削峰填谷、参与电力现货市场的经济价值与环境价值。
厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺告诉《经济参考报》记者，从“源网荷储”一体化开发的意义上讲，目前储能的应用领域与实现场景已经相对明晰。一个是新能源加储能正在成为风光电源项目建设的理想搭配。但是目前电价机制、系统安全，电池回收等问题影响着商业盈利模式。另一个是用户侧储能，如工业园区、充电站、数据中心、通信基站等场景。尽管需求侧的储能成本相对比较容易通过下游商品转移，但由于商业场景复杂，标准的盈利模式还有待进一步明确。未来破除障碍的根本途径应从完善电价市场机制着手：扩大分时电价价差，配合绿电市场化交易，提高对市场投资主体的获利激励。同时，还需要增强储能电池的梯次利用与资源回收，构建产业链上下游有序发展的良好关系。
目前一些尝试已在开展。例如，宁夏明确要鼓励储能以独立身份参与市场交易，将电储能交易纳入现行宁夏电力辅助服务市场运营规则中，以激发市场活力，弥补调峰不足。同时，还要探索储能设施运营商业模式，培育一批有竞争力的市场主体，储能产业发展要进入商业化应用。
