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市場背景：

4月21日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布了《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見（征求意見稿）》?！兑庖姼濉芬?guī)劃，到2025年，實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉變，裝機規(guī)模達3000萬千瓦以上。

這一目標較伍德麥肯茲現(xiàn)階段對于中國儲能市場裝機容量預測高出兩倍之多。從經濟角度來看，這一為期五年的規(guī)劃目標高遠，實現(xiàn)難度不小，但在全球疫情及國內2030年碳達峰背景下，中國有充分的理由推進實施：擴大國內戰(zhàn)略性技術市場的同時，促進低碳技術和制造業(yè)的發(fā)展。

可再生能源配套儲能設施標志著國內投資政策的重大轉變

該政策的核心在于要求配套儲能系統(tǒng)容量需達到可再生能源（風能和光伏）裝機容量的5～20%。由此，儲能項目的投資主體或將發(fā)生重大轉變——從電網公司轉向國有可再生能源開發(fā)商。包括國家能源集團、華能、華電和國家電投等在內的大型國有發(fā)電企業(yè)，或將發(fā)揮更重要的作用，同樣也將承擔更多財務風險。

大型國有發(fā)電企業(yè)可獲得利率較低的項目融資，承擔項目開發(fā)和并網過程中的風險和不確定性，但對儲能電站的利潤率不甚關注。盡管市場對于儲能市場早期發(fā)展階段的盈利水平無特別要求，但從長遠期來看，現(xiàn)階段的商業(yè)模式不具備可持續(xù)性。

國內儲能項目如何打破盈利困局？

電力市場發(fā)展不成熟及難以疊加的盈利水平仍是阻礙國內儲能行業(yè)發(fā)展的主要原因?；诠潭ㄉ暇W電價模式的模式，國內電表前儲能項目的盈利水平微乎其微。2020年，中國光伏和風電上網電價創(chuàng)下新低，平均范圍約在0.35～0.49元/kWh（相當于54～76美元/MWh）。至此，可再生能電站配建儲能系統(tǒng)的模式使得項目資本支出增加一倍，而開發(fā)商卻因電表前市場無分時電價，無法獲得儲能收益。

目前，部分省區(qū)出臺政策表示，配套建設儲能系統(tǒng)的風電和光伏項目可優(yōu)先并網。在這一激勵政策下，2020年共計新增可再生能源+儲能項目468MW/812MWh容量。由于中國東部沿海地區(qū)的電價較高，工商業(yè)光伏+儲能項目的經濟回報高于電表前項目。但受限于電價水平及政策法規(guī)，儲能項目仍然面臨著收入的不確定性。自中美貿易戰(zhàn)和新冠疫情以來，工業(yè)電價實現(xiàn)三連降，降幅達30%。因此，儲能項目開發(fā)商的盈利情況堪憂。

政策改革如何影響裝機容量預測？

然而，擬出臺的政策討論了改善儲能項目收入渠道等改革措施。隨著中國的電力市場改革逐漸走向區(qū)域試點，儲能有望邁入交易市場。中國將總體目標確定為提高新增可再生能源和儲能項目裝機容量，鼓勵包括鋰離子電池、壓縮空氣儲能技術、液流電池、飛輪儲能技術、鈉硫電池和氫能源等多元化技術的發(fā)展。

伍德麥肯茲預計，未來五年內，中國風電和光伏新增裝機容量將達到430GW。若該等項目配建儲能系統(tǒng)（最高至20%），到2025年，新增儲能容量有望實現(xiàn)74GW。在此類電網監(jiān)管政策下，中國的儲能市場需求在未來五年內有望增至每年6GW容量，較伍德麥肯茲2021年上半年的預測高7倍。

中國能否實現(xiàn)2030年引領全球儲能市場？

新政策可能意味著中國有望于2030年趕超美國，成為全球最大儲能市場（按照GW容量預測）。與此同時，市場需要高達180億美元的投資，以實現(xiàn)2025年目標。盡管目前，市場不確定因素較多，包括項目的經濟性、政策細節(jié)和供應鏈限制等問題，但我們預計將有更多的政策及強有力的措施支持目標的實現(xiàn)。

儲能技術現(xiàn)已成為實現(xiàn)2060年碳中和目標的戰(zhàn)略性技術之一。伍德麥肯茲認為，新政策明確了國家層面的決心，中國可于2025年實現(xiàn)30GW目標。國有企業(yè)也將建設可再生能源+儲能項目，進一步推動儲能需求。

原標題：中國能否于2030年實現(xiàn)全球儲能市場領先？