pg电子平台《新型储能指导意见》首次从国家层面明确和量化了储能产业发展目标，预计到2025年实现新型储能装机规模将达到3000万千瓦以上（30GW+）。

　　2021年，随着以新能源为主体的新型电力系统发展战略的确立，储能在整个电力系统的战略地位，正在得到进一步彰显。

　　4月21日，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》。对未来五年储能的规模、发展机制等方面做出了明确。新的政策春风下，掣肘储能行业发展的商业模式，也迎来新的历史机遇期。我们如何看待2025年我国3000万千瓦的新型储能装机规模？电网侧独立储能电站容量电价机制又将为储能行业带来哪些商业模式创新？日前，记者采访了中关村储能产业技术联盟秘书长刘为。

　　记者：日前，国家发改委、国家能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》（以下简称《新型储能指导意见》）。《新型储能指导意见》首次从国家层面明确和量化了储能产业发展目标，预计到2025年实现新型储能装机规模将达到3000万千瓦以上（30GW+）。您如何看待3000万千瓦这个数字？储能规模的扩张，为行业带来哪些利好？刘为：《新型储能指导意见》首次从国家层面明确和量化了储能产业发展目标，预计到2025年实现新型储能装机规模将达到3000万千瓦以上（30GW+）。从2020年底的3.28GW到2025年的30GW，未来五年，新型储能市场规模要扩大至目前水平的10倍，年均复合增长率超过55%。这一规模总量及增长速度pg电子平台，与中关村储能产业技术联盟发布的《储能产业研究白皮书2021》中的预测大体一致。根据CNESA预测，保守场景下我们认为电化学储能的复合增长率会保持在57%左右，理想场景下会超过70%，即到2025年的储能装机总量将分别达到35.5GW和55.8GW，可以预见无论是哪种场景，十四五期间储能都将实现高速跨越式发展，以规模效应带动产业实现全面市场化发展，到2030年，新型储能装机规模基本满足新型电力系统相应需求，成为能源领域碳达峰、碳中和的关键支撑之一。我国新型储能装机规模目标的首次量化明确，极大提振了产业发展的信心，也为社会以及资本释放了积极政策信号，将引导社会资本流入技术及产业，为产业的规模化发展创造更加有利的外部环境。记者：长期以来，储能一直被成熟的商业模式所掣肘，由政策驱动转为市场驱动，也成为储能行业必须跨过的门槛。《新型储能指导意见》明确提出“建立电网侧独立储能电站容量电价机制”，新的电价机制下，商业模式是否有望突破？刘为：《新型储能指导意见》首次提出建立电网侧独立储能电站容量电价机制。对标抽水蓄能，首次明确提出容量电价，对于建立新型储能价格机制具有里程碑式的意义。容量电价机制的设立，在电力市场改革的过渡阶段，对规模化储能在系统中发挥的调节作用给与了价值出口，突破了储能价格机制的政策瓶颈，也为后续建立容量市场打下了基础。随着各地政策的实施，将极大地促进独立储能电站构建新的商业模式。

　　记者：近年来，储能逐步深度参与电力市场交易，特别是辅助服务市场中，储能应用场景也日趋多元化。相对于火电调峰调频，储能参与辅助服务市场的优势在哪里？《新型储能指导意见》落地后，储能参与辅助服务市场将面临怎样的机遇期？

　　刘为：调峰方面，我国煤电机组的调峰能力不足，目前纯凝煤电机组调峰能力大约50%，热电联机组调峰能力只有约30%。与燃煤发电机组相比，燃气机组启停时间短，响应速度快，不受最小出力约束，可作为最佳的调峰电源，但中国天然气对外依存度超过45%，投资成本约为3300元/kW，度电成本较高。调频方面，火电机组调频存在响应时滞长、机组爬坡速率低，只有1~3%/min，电池储能可以在2s内完成指定功率输出，从调节速率角度，储能调频效果平均可达燃气机组2.5倍、燃煤机组25倍。在成熟的欧美电力市场，储能往往能够在电力辅助服务市场获得2-9种叠加收益。我国的电力市场化改革正在进行的过程中，当前各区域和地方电力市场规则基本解决了储能参与辅助服务市场的身份问题，初步扫除了参与市场交易的阻力。但是，辅助服务储能应用仍面临很多问题和挑战：比如需要确定辅助服务调用需求，公开市场规模预期，在效益最优的原则下公平调用储能系统提供服务并参与市场竞争。全面遵循按效果付费机制，利用市场规则反映储能灵活调节能力价值。按照“谁收益，谁承担”和“谁肇事，谁承担”的原则，合理分摊支付辅助服务费用，市场考核机制和分摊机制实现有效整合。《新型储能指导意见》进一步明确了储能独立市场主体地位，对储能参与各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准提出了研究制定的要求，为储能实现多重收益给与了身份保障，明确了执行路径，将极大地促进储能在辅助服务市场发现价值，并促进未来与电力现货市场深度融合，实现绿色能源电能量价格和使用绿色能源所需辅助服务费用的合理疏导，形成市场长效机制。

　　记者：当前，我国储能电站的投资回报周期大致情况如何？随着《新型储能指导意见》的逐步落地实施，储能投资哪些领域将迎来新风口？

　　刘为：国内，受政策波动大、机制不健全、商业模式不成熟等因素影响，各类储能电站投资回报不容乐观：可再生能源侧，大部分地区尚未实现新能源平价上网，新能源配套建设储能进一步恶化了经济性，无论是单一可再生能源场站配套储能还是“共享储能”模式，新能源配套储能缺乏商业模式和价格传导机制；火储联合调频领域，不同地区调频项目的差异性比较大，经济效益普遍较好（比如广东3年内可收回成本），但面临政策调整频繁、补偿标准下降风险；电网侧储能投资成本比较高，主要采取经营租赁、合同能源管理模式展开，储能资产不计入输配电价，也不能从辅助服务领域回收成本，经济性受到较大影响；用户侧储能市场化程度最高，主要靠峰谷价差获利，但收益来源单一，在北京、江苏、广东等工商业峰谷电价价差大的省份，经济性相对较好。随着《新型储能指导意见》的发布，对资本市场释放了强烈的政策信号。加之各类储能商业模式在不断创新，比如独立储能电站、共享储能电站等模式，对吸引各类资本加码储能赛道，将起到非常积极的促进作用。风险投资机构、天使投资比较关注各类技术创新公司，如物理储能压缩空气、飞轮等，化学储能锂电、液流电池、钠离子电池、固态电池等，以及集成技术公司，而银行、融资租赁方对各类储能应用项目的债权融资也显示出更高的积极性。

　　记者：随着《新型储能指导意见》实施，储能企业需要做哪方面的准备？对此，您有怎样的建议？刘为：随着《新型储能指导意见》的发布，地方政府也将陆续出台细则性政策文件，“十四五”期间储能将迎来最好的发展窗口期，储能企业如何抓住历史机遇，在竞争中胜出，一方面要持续练好内功，在技术指标、产品性能方面不断提升，从项目实践运行中总结经验，不断反哺产品研发，做好技术迭代，差异化技术做的好的企业必能崭露头角；另一方面企业要把安全这个核心点做好做扎实，适当提高安全准入标准，杜绝出现影响整个行业的重大事故，应在坚守安全底线的基础上，通过技术的优越性实现成本最低，推动实现风储和光储平价进程，率先做到平价者必将在市场竞争中胜出；最后，企业要深入研究各类细分应用场景，积极探索、构建创新商业模式，积极整合上下游各方资源，比如与资本方、业主方等各参与方的利益联动起来实现共赢。

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　　北极星储能网获悉，8月8日，宁夏吴忠市两座储能电站EPC招标，总规模达200MW/400MWh。吴忠市泉眼变100MW/200MWh储能电站，位于宁夏吴忠市同心县，招标人为吴忠市瑞储科技有限公司，据悉，该公司为国博汇能（海南）投资有限公司旗下子公司。据招标公告，项目拟2023年四季度投运，同步建设110kV升压站变压

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