市场背景：
4月21日，国家发改委、国家能源局联合发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》。《意见稿》规划，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上。
这一目标较伍德麦肯兹现阶段对于中国储能市场装机容量预测高出两倍之多。从经济角度来看，这一为期五年的规划目标高远，实现难度不小，但在全球疫情及国内2030年碳达峰背景下，中国有充分的理由推进实施：扩大国内战略性技术市场的同时，促进低碳技术和制造业的发展。
可再生能源配套储能设施标志着国内投资政策的重大转变
该政策的核心在于要求配套储能系统容量需达到可再生能源（风能和光伏）装机容量的5～20%。由此，储能项目的投资主体或将发生重大转变——从电网公司转向国有可再生能源开发商。包括国家能源集团、华能、华电和国家电投等在内的大型国有发电企业，或将发挥更重要的作用，同样也将承担更多财务风险。
大型国有发电企业可获得利率较低的项目融资，承担项目开发和并网过程中的风险和不确定性，但对储能电站的利润率不甚关注。尽管市场对于储能市场早期发展阶段的盈利水平无特别要求，但从长远期来看，现阶段的商业模式不具备可持续性。
国内储能项目如何打破盈利困局？
电力市场发展不成熟及难以叠加的盈利水平仍是阻碍国内储能行业发展的主要原因。基于固定上网电价模式的模式，国内电表前储能项目的盈利水平微乎其微。2020年，中国光伏和风电上网电价创下新低，平均范围约在0.35～0.49元/kWh（相当于54～76美元/MWh）。至此，可再生能电站配建储能系统的模式使得项目资本支出增加一倍，而开发商却因电表前市场无分时电价，无法获得储能收益。
目前，部分省区出台政策表示，配套建设储能系统的风电和光伏项目可优先并网。在这一激励政策下，2020年共计新增可再生能源+储能项目468MW/812MWh容量。由于中国东部沿海地区的电价较高，工商业光伏+储能项目的经济回报高于电表前项目。但受限于电价水平及政策法规，储能项目仍然面临着收入的不确定性。自中美贸易战和新冠疫情以来，工业电价实现三连降，降幅达30%。因此，储能项目开发商的盈利情况堪忧。
政策改革如何影响装机容量预测？
然而，拟出台的政策讨论了改善储能项目收入渠道等改革措施。随着中国的电力市场改革逐渐走向区域试点，储能有望迈入交易市场。中国将总体目标确定为提高新增可再生能源和储能项目装机容量，鼓励包括锂离子电池、压缩空气储能技术、液流电池、飞轮储能技术、钠硫电池和氢能源等多元化技术的发展。
伍德麦肯兹预计，未来五年内，中国风电和光伏新增装机容量将达到430GW。若该等项目配建储能系统（最高至20%），到2025年，新增储能容量有望实现74GW。在此类电网监管政策下，中国的储能市场需求在未来五年内有望增至每年6GW容量，较伍德麦肯兹2021年上半年的预测高7倍。
中国能否实现2030年引领全球储能市场？
新政策可能意味着中国有望于2030年赶超美国，成为全球最大储能市场（按照GW容量预测）。与此同时，市场需要高达180亿美元的投资，以实现2025年目标。尽管目前，市场不确定因素较多，包括项目的经济性、政策细节和供应链限制等问题，但我们预计将有更多的政策及强有力的措施支持目标的实现。
储能技术现已成为实现2060年碳中和目标的战略性技术之一。伍德麦肯兹认为，新政策明确了国家层面的决心，中国可于2025年实现30GW目标。国有企业也将建设可再生能源+储能项目，进一步推动储能需求。
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