近日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《“十四五”新型储能发展实施方案》(以下简称《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。到2030年，新型储能全面市场化发展。
《方案》聚焦6个方面，包括注重系统性谋划储能技术创新、强化示范引领带动产业发展、以规模化发展支撑新型电力系统建设、强调以体制机制促进市场化发展、着力健全新型储能管理体系、推进国际合作提升竞争优势等，明确了“十四五”新型储能发展的重点任务。
政策领航 储能发展步稳蹄疾
随着“双碳”目标推进，风能、太阳能等新能源加速发展，新能源占比不断提升，与此同时，与新能源发展紧密相关的储能技术和产业也驶入了“高速路”。
国家能源局数据显示，“十三五”以来，我国新型储能实现由研发示范向商业化初期过渡，实现了实质性进步，2021年底新型储能累计装机超过400万千瓦。
在新型储能产业高速发展的背后，是国家和地方层面政策机制的不断完善与激励。2021年3月，十三届全国人大四次会议通过《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》，提出加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电力系统互补互济和智能调节能力，加强源网荷储衔接，提升清洁能源消纳和存储能力，提升向边远地区输配电能力，推进煤电灵活性改造，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。该文件的出台，为进一步加快推动我国新型储能发展，保障碳达峰碳中和工作顺利开局打下了良好的基础。
2021年7月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上的发展目标，对“十四五”时期我国新型储能发展进行了总体部署。
2021年10月，《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》等2份重磅文件相继发布，将推动新型储能发展作为加快构建清洁低碳安全高效能源体系、建设新型电力系统的重要布局和主要工作之一。
在一系列政策的支持下，一组数字对比尤为亮眼。据中关村储能产业技术联盟不完全统计，2016年底，我国投运储能项目累计装机规模为2430万千瓦(含物理储能、电化学储能、储热)，其中电化学储能累计装机规模为24.3万千瓦。截至目前，我国已投运的储能项目累计装机容量(包括物理储能、电化学储能以及熔融盐储热)已达到4610万千瓦，其中电化学储能投运规模达到187万千瓦，规划在建规模超过2000万千瓦。
在这一背景下，《方案》的出台进一步指明了我国新型储能规模化发展的实施路径，推动新型储能产业向规模化、产业化、市场化发展。
“考虑储能产业发展日新月异，《方案》对新型储能‘十四五’时期的发展规模不再设定具体目标，而是充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，进一步完善市场机制建设，为储能发展营造良好的市场环境，推动储能有序发展。”中国能源研究会储能专委会主任、中关村储能产业技术联盟理事长陈海生表示。
多元发展 鼓励技术创新百花齐放
据国家能源局信息，“十三五”期间，电化学储能、压缩空气储能等技术创新取得长足进步，“新能源+储能”、常规火电配置储能、智能微电网等应用场景不断涌现，商业模式逐步拓展。据中关村储能产业技术联盟不完全统计，截至目前，仅压缩空气储能方面，新增投运规模大幅提升，达到17万千瓦，是2020年底累计规模的15倍。
值得注意的是，《方案》8次提到“多元化”内容，包括“多元化发展”“多元化技术”“多元化应用”等，并强调针对各类应用场景，因地制宜多元化发展，优化新型储能建设布局。
“现阶段，我国新型储能各种技术路线尚处于研发阶段，必然会存在技术竞争。《方案》鼓励多种技术路线，也是鼓励现阶段各种技术路线各自去竞争，优胜劣汰。”中国人民大学应用经济学院能源经济系主任宋枫表示。
国网经济技术研究院有限公司配电网规划设计中心主任吴志力也指出，一方面，储能技术路线多样，且各种技术均存在一定的优缺点，多元化是储能行业发展的内在要求。另一方面，储能具有快速响应、灵活调节的特征，在电力系统各类场景中均有较高的应用价值，多元化是储能应用的外在需求。现阶段宜鼓励储能的多元化发展和应用，在持续的探索、验证和竞争中实现储能技术的优胜劣汰和高质量发展。
国网经济技术研究院有限公司新能源及综合能源技术中心主任王新雷也表示：“储能应用场景的多样性也激励着储能技术的多元化发展，电源侧、电网侧和用户侧储能的投资主体、应用目标、容量与性能需求差异明显，储能技术的多元化发展有利于促进储能在不同场景的因地制宜应用，有利于提高储能利用率，降低用户用能成本，为支撑新型电力系统构建提供更多技术选择。”
《方案》对新型储能技术创新加强战略性布局和系统性谋划，从推动多元化技术开发、突破全过程安全技术、创新智慧调控技术3个层面部署集中技术攻关的重点方向，提出研发储备技术方向，鼓励不同技术路线“百花齐放”，同时兼顾创新资源的优化配置;建立健全以企业为主体、市场为导向、产学研用相结合的绿色储能技术创新体系，充分释放平台、人才、资本的创新活力，增加技术创新的内生动力。
此次《方案》也明确将以“揭榜挂帅”等方式加强关键技术装备研发，分类开展示范应用。加快推动商业模式和体制机制创新，在重点地区先行先试。推动技术革新、产业升级、成本下降，有效支撑新型储能产业市场化可持续发展。
“新型储能全面市场化发展需要技术的创新与相关产业政策的支持。”宋枫表示，目前，在技术层面，仍属于探索阶段，一旦突破技术瓶颈，在规模效应与学习效应推动下，成本会逐渐下降。但需要注意的是，技术创新具有极强的不确定性，在技术路线尚不明确、多种技术竞争的情况下，既需要产业政策引导新型储能产业进行技术创新，同时应做到“技术中性”，产业政策激励应与市场激励相容，主要依靠市场选择技术，补贴更应偏重于公共品属性较强的研发阶段的激励。
道阻且长 尚需完善机制体制
新型储能不仅可以解决新能源发电带来的电力系统不稳定问题，还能有效提高新能源发电的电能利用和供需平衡，为电力系统运行提供调峰调频等辅助服务，提高电力系统的灵活性。目前，各项新型储能技术创新蓬勃发展，但仍有一些问题值得关注。
一是储能的安全问题。近年来，韩国、美国、澳大利亚等国家和地区的储能电站发生了多起安全事故，暴露出储能在安全方面的薄弱环节，曾一度影响储能发展的积极性。
《方案》提出，加强新型储能安全风险防范，明确新型储能产业链各环节安全责任主体，建立健全新型储能技术标准、管理、监测、评估体系，保障新型储能项目建设运行的全过程安全。
“新型储能要实现规模化发展，需要在安全方面提供坚实的保障。建议加强储能安全管理与监督，建立责任主体明确的安全生产责任制;加强储能产品检测认证、储能电站验收管理，严格把控储能产品质量;加快储能安全相关法规、标准制定。”国网经济技术研究院有限公司配电网规划设计中心研究员孙充勃表示。
二是储能的经济性问题。现阶段，在工商业电价差较大的地区用户侧储能初步具备盈利能力，而其他应用场景缺乏有效的商业模式和市场机制，大规模投资建设的驱动力不足。
此次《方案》也明确，到2025年，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上。
“成本降低是储能实现在各种应用场景下盈利的现实要求，也是整个储能行业能够实现规模化发展的关键性因素。”孙充勃表示，电化学储能规模化发展的主要瓶颈之一就是储能的盈利问题，“目前，随着用户侧峰谷电价差的逐渐拉大，在部分省份储能已初步具备商业盈利能力。但是，在新能源侧储能和电网侧储能方面，都存在盈利困难问题。储能的盈利能力取决于成本和收益两方面。尤其是在未来全面推进市场化的情况下，储能势必将与其他灵活调节资源进行市场化竞争，只有成本降低到一定水平，才能保证储能在市场中具有较强的竞争优势。”
同时，《方案》指出，完善电网侧储能价格疏导机制。以支撑系统安全稳定高效运行为原则，合理确定电网侧储能的发展规模。建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场。完善鼓励用户侧储能发展的价格机制。加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，拉大峰谷价差，引导电力市场价格向用户侧传导，建立与电力现货市场相衔接的需求侧响应补偿机制，增加用户侧储能的收益渠道。
“储能的经济性问题破解，一方面需要储能行业不断降低储能成本，另一方面需要探索建立适合储能发展的商业模式和市场机制，为储能提供有效的盈利渠道，以市场驱动储能发展。”孙充勃表示。
国网经济技术研究院有限公司新能源及综合能源技术中心项目处副处长原凯也表示：“当前储能商业模式总体尚不成熟是除储能成本因素外，影响储能经济性水平的另一重要因素。建议结合储能应用场景，积极探索电力市场、‘新能源+储能’、削峰填谷、容量出租或出售、电网有效资产回收等储能商业模式，扩大各侧储能盈利空间，吸引各方主体主动投身储能发展与建设。”
“双碳”之下 未来发展动力十足
“新型储能是新型电力系统里一个必然的组成要素，也是实现‘双碳’目标最关键的一部分。”宋枫介绍，“实现‘双碳’目标的可行路径是终端用能电气化，电力消费的比重可能会更高。目前，新型储能的配套建设，一定程度上解决了新能源发电带来的电力系统不稳定问题。在经济学上，我们把新能源发电与储能的关系称为互补品，如果没有储能的话，新能源发电是无法太大规模发展的。所以从这个意义上来讲，新型储能系统对于电力行业‘脱碳’以及实现我国的‘双碳’目标是非常重要的一环。”
“新型储能是性能优异的灵活调节资源，是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，随着未来锂离子电池技术持续快速发展，大容量、长周期储能技术取得突破，成本优势逐步凸显，新型储能的规模化发展指日可待，也将在实现高比例新能源友好并网、提升新能源利用水平和电网安全稳定运行能力等方面发挥更大作用。”王新雷表示。
在“双碳”背景下，新型电力系统稳步发展，新能源的装机占比将不断提高，系统源荷两侧的波动性和不确定性增大，需要新型储能等各类灵活调节资源来维持电力系统的电力电量平衡和安全稳定水平。
“以市场化手段反映电力系统的供需关系，可以充分挖掘并体现储能等灵活调节资源的作用和价值，为储能的规模化发展提供强有力的驱动力，进而促进储能在电力系统的合理布局，实现储能发展与新型电力系统的需求相匹配，支撑能源低碳转型和‘双碳’目标实现。”吴志力表示。
为加速推进实现“双碳”目标，推动新型储能高质量规模化、市场化发展，现阶段，国家相关部门正逐步加强政策引导作用，在新型储能项目管理规范等方面，对“新能源+储能”给予倾斜性支持，不断完善峰谷电价机制，增加用户侧储能收益，加快建设电力中长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场，真正推动新型储能参与各类市场交易。
“实现储能市场化发展，完善市场规则是基础，建立合理的成本疏导机制是关键。随着体制机制的不断完善，在构建新型电力系统的背景下，共享储能、云储能、聚合储能等不同的商业模式、运营模式将不断涌现和实施。”中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华表示，在贯彻落实“双碳”目标、全球储能产业高速发展的背景下，“十四五”时期是我国新型储能发展的关键期，《方案》对我国新型储能从技术研发、示范应用、产业化发展进行了全面部署，并从市场机制、政策保障、标准建设、金融投资等方面进行全方位推进，为我国新型储能高质量、规模化发展勾画出实施路径。
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