《方案》要求，到2025年，新型儲能由商業化初期步入規模化發展階段，具備大規模商業化應用條件。新型儲能技術創新能力顯著提高，核心技術裝備自主可控水平大幅提升，標準體系基本完善，產業體系日趨完備，市場環境和商業模式基本成熟。其中，電化學儲能技術性能進一步提升，系統成本降低30%以上;火電與核電機組抽汽蓄能等依托常規電源的新型儲能技術、百兆瓦級壓縮空氣儲能技術實現工程化應用;兆瓦級飛輪儲能等機械儲能技術逐步成熟;氫儲能、熱(冷)儲能等長時間尺度儲能技術取得突破。

 

　　到2030年，新型儲能全面市場化發展。新型儲能核心技術裝備自主可控，技術創新和產業水平穩居全球前列，市場機制、商業模式、標準體系成熟健全，與電力系統各環節深度融合發展，基本滿足構建新型電力系統需求，全面支撐能源領域碳達峰目標如期實現。

 

　　《方案》提出，加大力度發展電源側新型儲能。推動系統友好型新能源電站建設。在新能源資源富集地區，如內蒙古、新疆、甘肅、青海等，以及其他新能源高滲透率地區，重點布局一批配置合理新型儲能的系統友好型新能源電站，推動高精度長時間尺度功率預測、智能調度控制等創新技術應用，保障新能源高效消納利用，提升新能源并網友好性和容量支撐能力。

 

　　支撐高比例可再生能源基地外送。依托存量和“十四五”新增跨省跨區輸電通道，在東北、華北、西北、西南等地區充分發揮大規模新型儲能作用，通過“風光水火儲一體化”多能互補模式，促進大規模新能源跨省區外送消納，提升通道利用率和可再生能源電量占比。

 

　　促進沙漠戈壁荒漠大型風電光伏基地開發消納。配合沙漠、戈壁、荒漠等地區大型風電光伏基地開發，研究新型儲能的配置技術、合理規模和運行方式，探索利用可再生能源制氫，支撐大規模新能源外送。

 

　　促進大規模海上風電開發消納。結合廣東、福建、江蘇、浙江、山東等地區大規模海上風電基地開發，開展海上風電配置新型儲能研究，降低海上風電匯集輸電通道的容量需求，提升海上風電消納利用水平和容量支撐能力。

 

　　提升常規電源調節能力。推動煤電合理配置新型儲能，開展抽汽蓄能示范，提升運行特性和整體效益。探索開展新型儲能配合核電調峰調頻及多場景應用。探索利用退役火電機組既有廠址和輸變電設施建設新型儲能或風光儲設施。

 

　　《方案》還提出，探索推廣共享儲能模式。鼓勵新能源電站以自建、租用或購買等形式配置儲能，發揮儲能“一站多用”的共享作用。積極支持各類主體開展共享儲能、云儲能等創新商業模式的應用示范，試點建設共享儲能交易平臺和運營監控系統。

 

　　技術路線多樣化，鈉離子電池排到了新型鋰離子電池前面

 

　　《方案》明確，開展鈉離子電池、新型鋰離子電池、鉛炭電池、液流電池、壓縮空氣、氫(氨)儲能、熱(冷)儲能等關鍵核心技術、裝備和集成優化設計研究。拓展氫(氨)儲能、熱(冷)儲能等應用領域，開展依托可再生能源制氫(氨)的氫(氨)儲能、利用廢棄礦坑儲能等試點示范。針對新能源消納和系統調峰問題，推動大容量、中長時間尺度儲能技術示范。重點試點示范壓縮空氣、液流電池、高效儲熱等日到周、周到季時間尺度儲能技術，以及可再生能源制氫、制氨等更長周期儲能技術，滿足多時間尺度應用需求。

 

　　面對以新能源為主體的新型電力系統的需求，長時儲能變為重中之重。鈉離子電池在這方面具備一定的優勢。因此，國家的態度很明確，就是“誰行誰上”，一方面要保證新型儲能技術的先進性和自主性，另一方面要保證儲能整體的安全性。也就是說鋰離子電池不再是風電、光伏等新能源項目的唯一選擇，一些成本更為低廉的儲能電池可能會在新建的風電、光伏等新能源發電項目中得到應用的機會。

 

　　此外，各種不同的儲能技術，在做示范項目的過程中還將與不同時段的電網用能峰谷值相結合，實地測試不同儲能技術的調峰、調頻能力，尤其是一些類似于壓縮空氣儲能、氫儲能這種可以實現規模化、長時間的儲能類型將被重點關注。

 

　　我國儲能產業的發展在很長的一段時間里是處于不平衡的狀態，電源側儲能因受政策的支持，與用戶側儲能相比，其經濟性更高，但用戶側儲能的占比卻要高于前兩者。

 

　　此次方案提出：“聚焦新型儲能在電源側、電網側、用戶側各類應用場景，遴選一批新型儲能試點示范項目，結合不同應用場景制定差異化支持政策。

 

　　此外，方案還提出：“加大力度發展電源側新型儲能;因地制宜發展電網側新型儲能;靈活多樣發展用戶側新型儲能。”

 

　　方案對于電源側、電網側和用戶側儲能選擇了不同的修飾詞也可以看出國家對于儲能在不同端口的發展態度。加大力度發展電源側新型儲能的意圖是與我國要開展一批風電、光伏大基地項目進行配套的。

 

　　加大力度發展電源側新型儲能，是因為新能源將要擔起我國電源的主力，必須要加大裝機力度，在西北地區的荒灘沙漠建設大型風電光伏基地，并配備相應規模的新型儲能系統，對于我國能源結構調整至關重要。

 

　　對于電網側儲能選擇“因地制宜”四個字，充分體現了此次方案的靈活性。因為我國電網各地情況不同，東南沿海經濟發達，電網負荷壓力大，調節和調度難度也比較大，而西北部地區經濟欠發達，電網調節難度相對較小，因此在政策上并不能“一刀切”，因為各省電網調節能力不同，各省用電需求也存在差異，因此需要因地制宜發展電網側儲能，只要滿足當地的電網調節需求即可，避免浪費儲能資源。

 

　　而對于用戶側儲能用了“靈活多樣”四個字。比起前兩者，用戶側儲能的個性化需求更強，可探索和選擇的模式也更多。因此方案提出對電能質量要求高的用戶可以根據優化商業模式和系統運行模式配置新型儲能。

 

　　共享儲能、云儲能等創新商業模式得到重視和推廣

 

　　對于新能源企業來說，降低了新能源配套儲能的建設成本，節省了儲能設施的日常運維成本，而且未來能充分享受到電網側儲能峰谷電價差收益。

 

　　此次發布的方案在探索新型儲能的商業模式方面重提探索推廣共享儲能，對于共享儲能這種新模式來說，存在重大利好。

 

　　2022年伊始，內蒙古、浙江相繼發布指導意見，提出投資建設共享儲能，研究建立電網替代性儲能設施的成本疏導機制，激勵新能源發電側儲能項目落地。在去年，國內已有河南、山東、青海、內蒙古、河北等九省區陸續出臺了鼓勵共享儲能發展的指導意見。在政策扶持及市場需求下，共享儲能備受各方關注。

 

　　據悉，目前我國共有84個共享儲能項目已經通過備案或公示，主要分布在內蒙古、湖北、山西、寧夏、甘肅等9個省區，項目總規模超1200千瓦/2400千瓦時。共享儲能單個項目的規模也變得越來越大，功率要求越來越高，目前已有7個共享項目規模達到100萬千瓦時。

 

　　此次方案出臺，提出“試點建設共享儲能交易平臺和運營監控系統”將為共享儲能的量化考核做鋪墊，不同的業主方可以根據情況在共享儲能交易平臺出售或者購買儲能份額，運營監控系統也可以更合理地為共享儲能的參與方的費用支出做好評判，減少企業間的摩擦。

 

　　業內呼聲：投資風險大 呼吁加大政策激勵

 

　　新能源配置儲能在緩解棄風棄光、平抑電網波動的同時，也實打實地增加了企業投資成本。

 

　　“當前儲能政策激勵性不足。”江蘇某儲能公司總經理向記者坦言，當前，地方政策多聚焦于鼓勵或者強制新能源場站配置一定比例儲能，以獲取項目接入、調度等優先權。但在電力和輔助服務市場機制仍不完善的情況下，儲能利用小時數難以得到有效保障，儲能電站投資風險仍較大。

 

　　一直以來，業內呼吁儲能補貼政策聲音不斷。2021年1月，青海省率先出臺《關于印發支持儲能產業發展若干措施(試行)的通知》，對“新能源+儲能”“水電+新能源+儲能”項目中自發自儲設施所發售的省內電網電量，給予0.1元/kWh運營補貼，同時保障儲能設施利用小時數不低于540小時，成為國內首個對新能源配儲能的充電電量進行補貼的省份。此后浙江、寧夏、四川、蘇州等地也陸續發布了儲能補貼政策。

 

　　“部分政策是為了配套光伏、冰蓄冷等項目而出臺。有的政策出發點是地方為了招商引資，吸引相關企業投資落地;還有些補貼政策僅適用于街道和工業園區范圍。”一位不愿具名的業內專家向記者表示，整體來看，儲能行業的補貼較為分散，且數量和金額較少。

 

　　上述江蘇受訪人士為記者算了一筆賬，如果“十四五”期間，每年安排財政補貼10億元，在度電補貼1元/kWh，保障年利用小時數540小時，補貼期限5年的情況下，每年可帶動20GW的光伏和2GW/4GWh的儲能項目，每年可提升10億kWh新能源電力的消納能力。

 

 

　　目前，梳理各地補貼政策發現，各地著眼放電量、投資總額、容量電價、調峰等不同指標給予相應補貼，且價差很大。比如同樣以充電量為補貼標準，西安給予投資人1元/kWh補貼，青海則僅為0.1元/kWh。

 

　　近年來，業內一直在探索全國統一補貼標準，卻遲遲沒能落地。上述業內專家向記者坦言，儲能補貼政策設計異常復雜，涉及面較廣。以鋰電池為代表的新型儲能很大程度上是伴隨新能源汽車產業發展起來的，在推廣新能源汽車過程中國家已經給予過補貼，發展儲能時若再補貼就會有重復補貼之嫌。

 

　　儲能行業的補貼重點應放在技術攻關和商業模式上，而非成本性補貼。“比如，壓縮空氣儲能在現有電價機制下不能體現其長時間儲能的優勢，鈉離子電池、液流電池等新技術當前市場規模較小，或可以考慮扶持。”

 

　　儲能大發展給新能源發展將帶來協同效應!

 

　　首先在政策上、技術上和人才培養等多方面給予新型儲能強力支持，會讓新型儲能示范項目在短時期內出現建設的小高峰，通過這些示范項目的驗證，一些新型儲能的技術將實現破冰，其成本和應用范圍都會有所拓展，讓新能源與新型儲能的合作關系更緊密。

 

　　其次，新型儲能系統成本的下降也會讓新能源+儲能一體化發展的項目越來越普及，因為新型儲能系統成本的降低，也會讓一批新能源+儲能的項目投資回報率有一定的提升，從而吸引更多的投資進入新能源領域;

 

　　此外，新型儲能的規模化發展也將成功帶動新能源發電項目的規模化進程。預計新型儲能的配置比例會進一步提高，可能由此前的5%——10%，提高到40%左右。保守估計，到2025年，在發電側，新型儲能的裝機量約為13.6GW/36.2GWH;電網側新型儲能的裝機量約為1.9GW/1.3GWH，用戶側儲能裝機量約為1.2GW/5GWH;

 

　　最后，智慧用能體系將得以建立，新能源發電未來會與智慧用能統一協調發展，儲能的商業模式不再單一而是呈現多元化立體化發展態勢。用戶側參與儲能的積極性有所提高，最終，由于新能源發電占比的大幅度提升，我國電力系統的碳排放量大幅度降低。