国家发改委、国家能源局近日印发《“十四五”新型储能发展实施方案》。
《方案》要求，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。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上;火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用;兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟;氢储能、热(冷)储能等长时间尺度储能技术取得突破。
到2030年，新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。
《方案》提出，加大力度发展电源侧新型储能。推动系统友好型新能源电站建设。在新能源资源富集地区，如内蒙古、新疆、甘肃、青海等，以及其他新能源高渗透率地区，重点布局一批配置合理新型储能的系统友好型新能源电站，推动高精度长时间尺度功率预测、智能调度控制等创新技术应用，保障新能源高效消纳利用，提升新能源并网友好性和容量支撑能力。
支撑高比例可再生能源基地外送。依托存量和“十四五”新增跨省跨区输电通道，在东北、华北、西北、西南等地区充分发挥大规模新型储能作用，通过“风光水火储一体化”多能互补模式，促进大规模新能源跨省区外送消纳，提升通道利用率和可再生能源电量占比。
促进沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地开发消纳。配合沙漠、戈壁、荒漠等地区大型风电光伏基地开发，研究新型储能的配置技术、合理规模和运行方式，探索利用可再生能源制氢，支撑大规模新能源外送。
促进大规模海上风电开发消纳。结合广东、福建、江苏、浙江、山东等地区大规模海上风电基地开发，开展海上风电配置新型储能研究，降低海上风电汇集输电通道的容量需求，提升海上风电消纳利用水平和容量支撑能力。
提升常规电源调节能力。推动煤电合理配置新型储能，开展抽汽蓄能示范，提升运行特性和整体效益。探索开展新型储能配合核电调峰调频及多场景应用。探索利用退役火电机组既有厂址和输变电设施建设新型储能或风光储设施。
《方案》还提出，探索推广共享储能模式。鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。积极支持各类主体开展共享储能、云储能等创新商业模式的应用示范，试点建设共享储能交易平台和运营监控系统。
技术路线多样化，钠离子电池排到了新型锂离子电池前面
《方案》明确，开展钠离子电池、新型锂离子电池、铅炭电池、液流电池、压缩空气、氢(氨)储能、热(冷)储能等关键核心技术、装备和集成优化设计研究。拓展氢(氨)储能、热(冷)储能等应用领域，开展依托可再生能源制氢(氨)的氢(氨)储能、利用废弃矿坑储能等试点示范。针对新能源消纳和系统调峰问题，推动大容量、中长时间尺度储能技术示范。重点试点示范压缩空气、液流电池、高效储热等日到周、周到季时间尺度储能技术，以及可再生能源制氢、制氨等更长周期储能技术，满足多时间尺度应用需求。
面对以新能源为主体的新型电力系统的需求，长时储能变为重中之重。钠离子电池在这方面具备一定的优势。因此，国家的态度很明确，就是“谁行谁上”，一方面要保证新型储能技术的先进性和自主性，另一方面要保证储能整体的安全性。也就是说锂离子电池不再是风电、光伏等新能源项目的唯一选择，一些成本更为低廉的储能电池可能会在新建的风电、光伏等新能源发电项目中得到应用的机会。
此外，各种不同的储能技术，在做示范项目的过程中还将与不同时段的电网用能峰谷值相结合，实地测试不同储能技术的调峰、调频能力，尤其是一些类似于压缩空气储能、氢储能这种可以实现规模化、长时间的储能类型将被重点关注。
电源侧、电网侧、用户侧储能发展定义不同
我国储能产业的发展在很长的一段时间里是处于不平衡的状态，电源侧储能因受政策的支持，与用户侧储能相比，其经济性更高，但用户侧储能的占比却要高于前两者。
此次方案提出：“聚焦新型储能在电源侧、电网侧、用户侧各类应用场景，遴选一批新型储能试点示范项目，结合不同应用场景制定差异化支持政策。
此外，方案还提出：“加大力度发展电源侧新型储能;因地制宜发展电网侧新型储能;灵活多样发展用户侧新型储能。”
方案对于电源侧、电网侧和用户侧储能选择了不同的修饰词也可以看出国家对于储能在不同端口的发展态度。加大力度发展电源侧新型储能的意图是与我国要开展一批风电、光伏大基地项目进行配套的。
加大力度发展电源侧新型储能，是因为新能源将要担起我国电源的主力，必须要加大装机力度，在西北地区的荒滩沙漠建设大型风电光伏基地，并配备相应规模的新型储能系统，对于我国能源结构调整至关重要。
对于电网侧储能选择“因地制宜”四个字，充分体现了此次方案的灵活性。因为我国电网各地情况不同，东南沿海经济发达，电网负荷压力大，调节和调度难度也比较大，而西北部地区经济欠发达，电网调节难度相对较小，因此在政策上并不能“一刀切”，因为各省电网调节能力不同，各省用电需求也存在差异，因此需要因地制宜发展电网侧储能，只要满足当地的电网调节需求即可，避免浪费储能资源。
而对于用户侧储能用了“灵活多样”四个字。比起前两者，用户侧储能的个性化需求更强，可探索和选择的模式也更多。因此方案提出对电能质量要求高的用户可以根据优化商业模式和系统运行模式配置新型储能。
共享储能、云储能等创新商业模式得到重视和推广
对于新能源企业来说，降低了新能源配套储能的建设成本，节省了储能设施的日常运维成本，而且未来能充分享受到电网侧储能峰谷电价差收益。
此次发布的方案在探索新型储能的商业模式方面重提探索推广共享储能，对于共享储能这种新模式来说，存在重大利好。
2022年伊始，内蒙古、浙江相继发布指导意见，提出投资建设共享储能，研究建立电网替代性储能设施的成本疏导机制，激励新能源发电侧储能项目落地。在去年，国内已有河南、山东、青海、内蒙古、河北等九省区陆续出台了鼓励共享储能发展的指导意见。在政策扶持及市场需求下，共享储能备受各方关注。
据悉，目前我国共有84个共享储能项目已经通过备案或公示，主要分布在内蒙古、湖北、山西、宁夏、甘肃等9个省区，项目总规模超1200千瓦/2400千瓦时。共享储能单个项目的规模也变得越来越大，功率要求越来越高，目前已有7个共享项目规模达到100万千瓦时。
此次方案出台，提出“试点建设共享储能交易平台和运营监控系统”将为共享储能的量化考核做铺垫，不同的业主方可以根据情况在共享储能交易平台出售或者购买储能份额，运营监控系统也可以更合理地为共享储能的参与方的费用支出做好评判，减少企业间的摩擦。
业内呼声：投资风险大 呼吁加大政策激励
新能源配置储能在缓解弃风弃光、平抑电网波动的同时，也实打实地增加了企业投资成本。
“当前储能政策激励性不足。”江苏某储能公司总经理向记者坦言，当前，地方政策多聚焦于鼓励或者强制新能源场站配置一定比例储能，以获取项目接入、调度等优先权。但在电力和辅助服务市场机制仍不完善的情况下，储能利用小时数难以得到有效保障，储能电站投资风险仍较大。
一直以来，业内呼吁储能补贴政策声音不断。2021年1月，青海省率先出台《关于印发支持储能产业发展若干措施(试行)的通知》，对“新能源+储能”“水电+新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予0.1元/kWh运营补贴，同时保障储能设施利用小时数不低于540小时，成为国内首个对新能源配储能的充电电量进行补贴的省份。此后浙江、宁夏、四川、苏州等地也陆续发布了储能补贴政策。
“部分政策是为了配套光伏、冰蓄冷等项目而出台。有的政策出发点是地方为了招商引资，吸引相关企业投资落地;还有些补贴政策仅适用于街道和工业园区范围。”一位不愿具名的业内专家向记者表示，整体来看，储能行业的补贴较为分散，且数量和金额较少。
上述江苏受访人士为记者算了一笔账，如果“十四五”期间，每年安排财政补贴10亿元，在度电补贴1元/kWh，保障年利用小时数540小时，补贴期限5年的情况下，每年可带动20GW的光伏和2GW/4GWh的储能项目，每年可提升10亿kWh新能源电力的消纳能力。
储能发展，商业模式和技术才是关键，补贴应有所侧重
目前，梳理各地补贴政策发现，各地着眼放电量、投资总额、容量电价、调峰等不同指标给予相应补贴，且价差很大。比如同样以充电量为补贴标准，西安给予投资人1元/kWh补贴，青海则仅为0.1元/kWh。
近年来，业内一直在探索全国统一补贴标准，却迟迟没能落地。上述业内专家向记者坦言，储能补贴政策设计异常复杂，涉及面较广。以锂电池为代表的新型储能很大程度上是伴随新能源汽车产业发展起来的，在推广新能源汽车过程中国家已经给予过补贴，发展储能时若再补贴就会有重复补贴之嫌。
储能行业的补贴重点应放在技术攻关和商业模式上，而非成本性补贴。“比如，压缩空气储能在现有电价机制下不能体现其长时间储能的优势，钠离子电池、液流电池等新技术当前市场规模较小，或可以考虑扶持。”
储能大发展给新能源发展将带来协同效应!
首先在政策上、技术上和人才培养等多方面给予新型储能强力支持，会让新型储能示范项目在短时期内出现建设的小高峰，通过这些示范项目的验证，一些新型储能的技术将实现破冰，其成本和应用范围都会有所拓展，让新能源与新型储能的合作关系更紧密。
其次，新型储能系统成本的下降也会让新能源+储能一体化发展的项目越来越普及，因为新型储能系统成本的降低，也会让一批新能源+储能的项目投资回报率有一定的提升，从而吸引更多的投资进入新能源领域;
此外，新型储能的规模化发展也将成功带动新能源发电项目的规模化进程。预计新型储能的配置比例会进一步提高，可能由此前的5%——10%，提高到40%左右。保守估计，到2025年，在发电侧，新型储能的装机量约为13.6GW/36.2GWH;电网侧新型储能的装机量约为1.9GW/1.3GWH，用户侧储能装机量约为1.2GW/5GWH;
最后，智慧用能体系将得以建立，新能源发电未来会与智慧用能统一协调发展，储能的商业模式不再单一而是呈现多元化立体化发展态势。用户侧参与储能的积极性有所提高，最终，由于新能源发电占比的大幅度提升，我国电力系统的碳排放量大幅度降低。
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