两部门发文定位新型储能市场 机构预计“翻倍式增长” 这些投资机

　　近日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》。《通知》指出，要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展。

　　在这份文件中，明确了新型储能可转为独立储能的两种情形：具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场；鼓励以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目。

　　此外，《通知》指出，按照《国家发展改革委、国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》有关要求，涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。

　　在加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰方面，《通知》提出，加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场，鼓励独立储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约，发挥移峰填谷和顶峰发电作用。独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。要充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务，坚持以市场化方式为主优化储能调度运行，进一步支持用户侧储能发展。

　　除作为独立储能参与电力市场外，《通知》鼓励配件新型储能与所属电源联合参与电力市场。各地根据市场放开电源实际情况，鼓励场站和配建储能联合参与市场，利用储能改善涉网性能，保障新能源高效消纳利用。随着市场建设逐步成熟，鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式。

　　在建立电网侧储能价格机制方面，《通知》提出，鼓励电网侧根据电力系统运行需要，在关键节点建设储能设施。研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场；探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。

　　随着“碳中和”目标的确定，2022年部委层面连续出台储能相关政策，且政策覆盖到电力系统发电、电网、用户侧、安全管理、并网管理、辅助服务等各环节。

　　2月，国家发改委、国家能源局正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上；到2030年，新型储能全面市场化发展，新型储能核心技术装备自主可控。

　　同月，国家发改委、国家能源局印发的《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》中提出，发挥太阳能热发电的调节作用，开展废弃矿井改造储能等新型储能项目研究示范，逐步扩大新型储能应用。完善抽水蓄能、新型储能参与电力市场的机制，更好发挥相关设施调节作用。加强新型储能相关安全技术研发，完善设备设施、规划布局、设计施工、安全运行等方面技术标准规范。

　　5月，国务院办公厅转发国家发改委、国家能源局印发的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》中提出，储能方面，要研究储能成本回收机制，推动新型储能快速发展。

　　机构预计行业有望保持翻倍式增长

　　支持新型储能行业发展的各类措施不断出台，将为投资者带来哪些投资机会？

　　光大证券研报认为，2022年储能电池产量将超过60GWh，同比增幅接近100%，在原材料成本高位的情况下，预计全年全球储能行业仍将保持超过100%的增长。

　　民生证券根据对发电侧、电网侧、用户侧对储能需求的初步测算，预计2022年至2025年储能装机需求分别为13.4GWh、33.1GWh、63GWh、105.6GWh，对应2021年至2025年复合增长率为122.2%。设备方面，预计2022年至2025年电化学储能装机需求对应的设备成本分别为61亿元、196亿元、454亿元、887亿元，储能消防市场空间分别为13亿元、33亿元、63亿元、106亿元，储能温控市场空间分别为6亿元、17亿元、35亿元、63亿元。

　　国融证券研报指出，政策变化已使独立储能具备高经济性，再加上配储政策，预计到2025年电网侧独立储能需求将达13.8GWh，年复合增长85%，国内表前市场装机量有望达82.2GWh，年复合增长93%，看好电网侧独立储能高经济性下，产业链的投资机会。