千呼万唤始出来，事关万亿市场规模的储能领域“顶层设计”正式揭开面纱。
3月21日，国家发改委和国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方案》（下称《方案》）。《方案》指出，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》重点阐述了‘十四五’时期我国新型储能发展的指导思想和基本原则，明确主要目标和重点任务，是‘十四五’时期推动新型储能行业高质量发展的指导性文件，也是开展新型储能技术和产业创新示范、优化新型储能发展布局的重要依据，为行业创新与可持续发展指明了方向。”中国化学(9.600, 0.27, 2.89%)与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇在接受21世纪经济报道记者采访时表示，《方案》提出的重点目标从总体规模、成本、技术以及发展方向角度出发，从弥补现状短板、满足未来潜在需求角度，阐述了行业“十四五”时期应聚焦的工程化应用、产品开发重点和创新方向。
但21世纪经济报道记者注意到，与此前文件相比，此次公布的《方案》未提及具体的装机目标。对此，业内人士分析称，将有利于可再生能源的储能装机和配比的充分发展。
强调规模化发展节奏
2021年10月，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》（下称《行动方案》）。《行动方案》中提出的重点任务之一是，加快建设新型电力系统。其中便要求，积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统。加快新型储能示范推广应用。
作为我国“双碳”目标实现的重要有机组成部分，新型储能实现规模化、市场化发展意义重大。
“随着新能源装机的快速发展，四小时以上的长时储能需求越来越迫切。”刘勇认为，为此，《方案》要求结合各地区资源条件，以及对不同形式能源需求，推动长时间电储能、氢储能、热（冷）储能等新型储能项目建设，促进多种形式储能发展，支撑综合智慧能源系统建设。 根据国家能源局发布的统计数据，截至2021年底，我国可再生能源装机规模突破10亿千瓦，风电、光伏发电装机均突破3亿千瓦。而由于风电、光伏发电具有间歇性和不稳定性的资源特性，能源结构在未来迎接大规模新能源接入时，不可避免地需要储能技术的支持，以实现在电源侧提升新能源发电友好性，在电网侧促进新能源与电网的协调优化运行，在用户侧扩大新能源终端应用模式。
21世纪经济报道记者注意到，针对电源侧、电网侧和用户侧，《方案》提出了不同的发展要求——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。 这其中，在电源侧，《方案》要求，推动系统友好型新能源电站建设，支撑高比例可再生能源基地外送，促进沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地开发消纳，促进大规模海上风电开发消纳以及提升常规电源调节能力。
“在应用领域方面，电源侧是主要发展方向之一。”国盛证券分析称，考虑到我国新能源(4.040, -0.04, -0.98%)发展速度较快，为了推动系统友好型新能源电站建设、支撑高比例可再生能源基地外送，要加大力度发展电源侧新型储能，同时要保证新能源+储能的经济性条件，结合储能技术水平和系统效益，可在竞争性配置、项目核准、并网时序、保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面优先考虑。
事实上，实现新型储能规模化发展，对未来新型电力系统起到支撑作用。为此《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。
加快市场化发展步伐
中信证券(20.780, -0.07, -0.34%)预测称，根据不同应用场景的政策要求和配储需求，2021年至2025年，全球储能市场有望伴随能源转型与下游电力需求建设节奏，分别释放20.1GW、32.7GW、52.5GW、65.3GW和93.2GW的储能建设需求，综合备电时长下的容量需求预计分别为38.8GWh、68.5GWh、108.1GWh、158.8GWh和235.7GWh。
巨大的市场需求，为新型储能的发展提供了广阔的空间。但当前，整个新型储能的产业化、市场化发展仍需要不断克服技术、成本瓶颈，以真正实现商用化。
《方案》指出，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；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。
“在推动储能规模化发展的阶段，技术攻关和突破是关键，包括多元化技术、全过程安全技术、智慧调控技术、创新智慧调控技术等领域，加快核心技术自主化，提升新型储能领域创新能力。”国盛证券认为。
实际上，近些年来，储能的安全性、成本性一直是业内热议的焦点。
对此，《方案》提出，加大关键技术装备研发力度，要求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。这其中，在安全技术方面，《方案》要求突破电池本质安全控制、电化学储能系统安全预警、系统多级防护结构及关键材料、高效灭火及防复燃、储能电站整体安全性设计等关键技术，支撑大规模储能电站安全运行。
而降本也事关储能商用化的进程。
《方案》提出，合理疏导新型储能的成本。在不同应用端的模式包括有，在电源侧加大“新能源+储能”支持力度，在新能源装机占比高、系统调峰运行压力大的地区，积极引导新能源电站以市场化方式配置新型储能。在电网侧建立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。在用户侧，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。同时，积极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。
“总体来看，新型储能发挥的作用仍处于初级阶段，在规划建设、调度运行、电力市场、安全管理等方面仍存在瓶颈。”刘勇告诉21世纪经济报道记者，为此，《方案》提出要推动新型储能与新能源、常规电源协同优化运行，合理布局电网侧新型储能，着力提升电力安全保障水平和系统综合效率；实现用户侧新型储能灵活多样发展，探索储能融合发展新场景，拓展新型储能应用领域和应用模式。
