為助力實現碳達峰、碳中和目標，我國新型儲能產業發展迎來政策利好。

日前，國家發改委、國家能源局發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》(以下簡稱《指導意見》)提出，到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，新型儲能裝機規模達3000萬千瓦以上，新型儲能在推動能源領域碳達峰、碳中和過程中發揮顯著作用。到2030年，實現新型儲能全面市場化發展。

據中關村儲能產業技術聯盟統計，截至2020年底，我國已投運的新型電力儲能(包含電化學儲能、壓縮空氣、飛輪、超級電容等)累計裝機規模達到3.28吉瓦。

“從2020年底的3.28吉瓦到2025年的30吉瓦，未來5年，新型儲能市場規模要擴大至目前水平的10倍，每年的年均復合增長率超過55%。”中關村儲能產業技術聯盟有關負責人對人民網記者表示，這一規模總量及增長速度，我國新型儲能裝機規模目標的明確，將為社會以及資本釋放積極的政策信號，引導社會資本流入技術及產業，助推儲能萬億市場的快速到來。

國盛證券研究報告認為，根據《指導意見》，新型儲能發展的過程中，降本增效是核心，核心設備的自主可控是關鍵，隨著后續儲能技術的持續進步，儲能產業有望在政策推動下，成為我國具備較強競爭力的產業。

如何加速推進我國新型儲能產業發展?《指導意見》要求，要大力推進電源側儲能項目建設、積極推動電網側儲能合理化布局、積極支持用戶側儲能多元化發展和堅持儲能技術多元化。

具體來看，在電源側，布局一批配置儲能的系統友好型新能源電站項目，規劃建設跨區輸送的大型清潔能源基地，探索利用退役火電機組的既有廠址和輸變電設施建設儲能或風光儲設施。在電網側，以保障電網系統的安全穩定為核心，在偏遠地區保障電網貢獻能力，發展建設一批移動式或固定式儲能;在用戶側，進行多類“儲能+應用場景”的探索和發展，結合體制機制綜合創新，探索智慧能源、虛擬電廠等多種商業模式。

“用戶側儲能，是儲能產業具有生命力的應用領域。隨著新基建、新業態的發展，用戶側儲能愈發呈現出‘儲能+’的發展態勢，隨著電力市場的不斷深化，這一領域將是儲能商業模式創新的主力軍，將為行業發展帶來勃勃生機。”上述負責人表示。

值得注意的是，目前，商業模式仍是儲能發展的重點。為此，《指導意見》明確，新型儲能獨立市場主體地位，研究建立儲能參與中長期交易、現貨和輔助服務等各類電力市場的準入條件、交易機制和技術標準，加快推動儲能進入并允許同時參與各類電力市場;建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場;研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。完善峰谷電價政策，為用戶側儲能發展創造更大空間。

此前，今年5月份國家發改委發布的《關于“十四五”時期深化價格機制改革行動方案的通知》明確，完善風電、光伏發電、抽水蓄能價格形成機制，建立新型儲能價格機制。

“結合上述文件來看，國家明確提出要建立新型儲能價格機制，新型儲能應以市場競爭的方式形成電量電價，發揮電網替代作用的儲能設施將通過輸配電價進行回收。新型儲能可以參與中長期、現貨及輔助服務市場等獲得收益。”上述負責人說。

值得一提的是，今年以來，海南、山西、寧夏、青海、陜西、內蒙古等地出臺了新能源配置儲能方案，主要集中在“光伏+儲能”“風電+儲能”模式。

“配置儲能之后，儲能如何調度運行，如何參與市場，成本如何疏導成為困擾新能源企業和投資方的首要問題。”上述負責人表示，《指導意見》進一步明確了儲能與新能源的協同發展，通過在競爭性配置、項目核準(備案)、并網時序、系統調度運行安排、保障利用小時數、電力輔助服務補償考核等方面給予適當傾斜，為新能源配置儲能實現合理化成本疏導指明了方向。

專家認為，在碳達峰、碳中和目標下，儲能已成為實現“以新能源為主體的新型電力系統”的必要途徑。由于儲能商業模式比較多樣化，涉及電源側、電網側、用戶側等各種儲能方式，預計后續將繼續針對具體的行業標準、商業模式、電價機制等出臺一系列相關政策文件，從“頂層設計”推動儲能向規范化、市場化、規模化發展。(杜燕飛)