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最新数据显示，今年以来，在多个利好政策的推动下，新型储能装机规模增长迅猛。有分析预计，“十四五”期间这个市场或达千亿元。
更多支持政策已在路上。接受记者采访的行业专家认为，储能行业目前处于商业化应用前期，商业模式的构建还需要各方协同、相关激励政策、电价机制的配套与出台。
推动新型储能发展政策正加紧制定
“十四五”期间，新型储能装机规模将增长近10倍。
如此大规模增长目标的背后是政策的大力推动。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。
除了明确新型储能装机目标，相关部门更是在一个月内连发两文，进一步稳定市场和行业发展新型储能的信心。比如，要求完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价价差，这使储能产业商业模式更具经济性；鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模等举措，则被业内认为是首次从中央层面提出新能源配置储能的要求。
据不完全统计，今年已有山西、山东、宁夏等十余个省份要求新能源电站配置储能，配置比例多要求在10%以内，目前相关项目正在加速落地。
实际上，更多新型储能发展支持政策正在路上。据记者了解，国家能源局目前正在编制《“十四五”新型储能发展规划》《新型储能项目管理规范（暂行）》《“十四五”能源领域科技创新规划》等多个政策文件，同时持续推进试点示范，加快推动行业标准化工作和加快行业人才的培养。
百兆瓦以上规模新型储能项目倍增
一系列利好政策的出台，使今年新型储能市场规模增长明显。
截至去年底，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）累计装机规模仅为3.28GW。上海证券报记者从中关村储能产业技术联盟获得的最新数据显示，截至2021年8月，已有12GW新型储能在规划、建设和调试中。
“在新能源配储能以及共享储能相关优惠政策的促动下，百兆瓦以上规模新型储能项目倍增，达到9GW以上，推动着储能市场实现真正意义上的规模化发展。”中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬表示。
记者在采访中发现，今年以来多个储能企业都出现了订单成倍增加的情况。“今年下半年以来，公司订单增加不少，目前看有可能会超过此前预期。”有储能企业负责人告诉记者。
科士达副总经理、董事会秘书范涛在接受记者采访时表示，自从“双碳”目标提出和储能政策落地以来，储能产业在全国如火如荼地发展，而且海外储能市场也依然保持高速发展的趋势。目前国内储能项目还主要集中在发电侧，预计后续会逐渐快速延伸到输配电和用电侧。“从公司现在业务角度上来看，也已经切实感受到这些变化。我们有一些项目即将落地，同时还有不少的项目正在投标过程中。”
“今年公司储能业务延续高速增长态势”，宁德时代方面表示。业绩报告也显示，公司上半年实现储能系统销售收入46.9亿元，同比增长727.36%。今年仅用半年时间，宁德时代储能系统销售收入已是去年全年的2.41倍。
预计锂离子成本下降空间最大
业内人士认为，尽管储能行业已经站上风口，但要真正“起飞”仍需时日。
“储能行业目前处于商业化应用前期。”在岳芬看来，商业模式的构建还需要各方协同、相关激励政策、电价机制的配套与出台。
岳芬进一步分析称，与国外相比，我国的现货市场仍然以发电侧单边交易为主，价格信号无法传导到用户侧形成有效激励引导，从而造成商业模式无法形成闭环。“可再生能源+储能”成本主要由新能源开发商来支付，收益来源存在局限性。按照“谁受益、谁付费”原则，新能源企业并不是唯一的受益主体，权责并不对等，储能低价恶性竞争激烈。
另外，虽然各地出台了一些辅助服务政策，但交易品种单一，且没有长效付费机制，储能投资面临较大的风险，不利于行业长远发展。
宁德时代方面也建议，应积极完善储能发展的市场环境，尽快研究建立新型储能价格机制，加快推进容量市场、电力现货市场建设；建设储能云平台，用共享经济和平台经济的模式创新储能运营机制，提高储能收益等。
据岳芬介绍，从储能成本现状来看，当前锂离子电池储能项目的最低中标价格已经低于1500元/kWh。根据中关村储能产业技术联盟调研，预测2025年，除了抽水蓄能成本上升外，压缩空气、锂离子、液流电池等成本都会有不同程度的下降。届时，抽蓄成本上升5%，锂离子下降空间最大，可以达到33%至50%；压缩空气下降空间在30%以上，液流下降25%至30%。
“行业从起步到发展就是一个不断优化行业格局、不断解决行业痛点的过程。既然国家已经给了战略性的指导，未来相关政策还会进一步细化和优化，从而指导储能产业健康持续发展。与此同时，行业本身存在的竞争、供应、技术等问题还是要通过市场的手段进行解决，相信在国家政策指导和行业发展不断深化的过程中，储能行业未来空间不可限量。”范涛表示。
