《新型储能实施方案》落实“双碳目标” 勾画新型储能规模化发展路径

新春伊始，国家发改委、国家能源局联合发布《“十四五”新型储能实施方案》（以下简称《实施方案》），这是2022年首个国家级新型储能重磅文件。回顾2021年，储能的发展受到社会各界的广泛关注，从中央到地方，各级政府出台了约300余项与储能相关的政策。去年10月，中共中央、国务院连续发布了《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》、《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》两份重磅文件，首次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。7月国家发改委、国家能源局联合发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出了到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。

在政策的激励下，2021年我国新型储能经历了高速发展，根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟全球储能数据库的不完全统计，截止到2021年底，中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）达到45.93GW，同比增长29%。其中，电力储能装机同比增长220%，新增投运规模达10.14GW，抽水蓄能新增规模最大为8.05GW；电化学储能紧随其后，投运规模达到1.87GW/3.49GWh，规划在建规模超过20GW；压缩空气储能新增投运规模大幅提升，达到170MW，是其2020年底累计规模的15倍，新能源配置储能以及独立储能成为新增装机的主要动能。（以上数据是初步不完全统计，终版数据将在《储能产业研究白皮书2022》正式发布）。

在这一背景下，由国家能源局牵头出台的《“十四五”新型储能实施方案》可以说正当其时，明确了我国新型储能规模化发展的实施路径，推动新型储能规模化、产业化、市场化发展。同时考虑储能产业发展日新月异，《实施方案》对新型储能“十四五”时期的发展规模不再设定具体目标，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，能源局将以市场需求为导向，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。

此外，《实施意见》还提出到2025年我国储能产业体系日趋完备，对不同技术类型、不同时长尺度的储能技术发展予以部署。其中电化学储能技术性能进一步提升，并提出到2025年系统成本降低30%以上的目标。自2021年以来，受上游原材料涨价的影响，以锂离子电池为主的电化学储能电池价格大幅上涨，将进一步影响储能项目的经济性，目前国家各部委正在积极研讨稳定原材料价格的方案，我们相信随着产业扩大的规模效应以及技术进步，锂离子电池的价格将逐步回落，“十四五”期间会有进一步下降的空间。

《实施方案》共包含八大项主要内容，设置了五个重点方向专栏，主要内容解读如下：

构建储能创新体系，试点示范推动储能产业化进程。在新型储能核心技术装备方面《实施方案》共部署了三个重点攻关方向。一是坚持储能技术“百花齐放”的原则，切合系统应用需求，重点发展大规模、长寿命、高安全、低成本的储能技术，如百兆瓦压缩空气储能、百兆瓦液流电池、钠离子电池、固态锂离子电池、兆瓦级超级电容器等，同时对液态金属电池、金属空气电池等前沿技术，氢储能、热储能等不同类型的长时储能技术也进行布局与支持。

结合我国电源结构及系统需求，《实施方案》布局了不同技术类型、多种时间尺度的新型储能技术示范，并首次提出了火电抽汽蓄能、核电抽汽蓄能的示范应用。

二是 “全过程安全技术”重点攻关方向，涵盖了储能在生产、应用、应急救援、退役等全过程涉及安全方面的关键技术，体现了以技术进步推动安全应用的思路；三是在“智慧调控技术”重点攻关方向，依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，重点推动规模化储能系统集群协同控制技术，以及分布式储能协同聚合技术，涉及储能不同场景及交易结算等方面的应用。

《实施方案》鼓励建设新型储能区域示范，将在青海省国家储能发展先行示范区、张家口可再生能源先行示范区对不同类型的新型储能进行示范验证，以及政策和市场机制的先行先试。并支持在山东、河北、山西、吉林、内蒙古、宁夏等地区开展试点示范。

坚持因地制宜的原则，优化布局推动各侧储能规模化发展。“十四五”时期，源侧储能作为大力发展的重点，《实施方案》提出在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基地开发消纳、海上风电消纳、提升常规能源调节能力等方面进行部署，充分发挥储能与新能源、常规电源协同运行的优势，因地制宜，通过科学、合理的布局，提高系统调节能力和容量支撑能力。

在电网侧储能方面，重点在提高电网安全稳定运行水平、增强电网薄弱区域供电保障能力、延缓和替代输配电设施投资、提升应急保障能力等方面进行部署，并提出建设一批移动式或固定式新型储能作为应急电源，极端情况下可以考虑将电动汽车也作为储能设施进行调用。《实施方案》明确了电网侧储能的功能定位，通过合理布局电网侧储能，着力提升电力安全保障水平和系统综合效率。

在用户侧储能方面，支持灵活多样的发展形式，探索储能与数据中心、5G基站、工业园区、公路服务等不同终端用户进行融合，拓展储能为金融、交通、工业、互联网等不同行业的用户提供定制化、高品质的用能服务，提高用户的综合用电效益。

此外，随着源网荷储一体化发展，将进一步优化储能在发、输、配、用各个环节的应用及协同，并与国家新型基础设施、智慧城市、乡村振兴、智慧交通等领域的发展深度融合，同时结合不同区域的能源需求，将形成不同技术类型、不同时间尺度的储能技术整合应用，创新更多应用和商业模式。

完善机制营造良好市场环境，疏导成本加快储能市场化进程。一直以来储能无法形成商业模式的主要原因是缺乏合理的市场机制，《实施方案》中明确要求加快推进新型储能作为独立主体参与各类电力市场的进程，研究制定新型储能参与市场的准入条件、交易机制、调度、结算细则以及技术标准等。

在合理疏导储能成本方面，要加大“新能源+储能”的支持力度，积极引导新能源场站以市场化的方式配置储能，在竞争性配置、项目核准、并网时序、保障利用小时数、补偿考核等方面给予优先考虑；在电网侧储能，明确要求以支撑电网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机制，对新型储能输变电设施替代效益进行科学合理评估，探索将相应成本纳入输配电价回收；在用户侧储能方面，要进一步落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，拉大峰谷价差，引导市场价格向用户传导，通过价格机制发挥储能的调节作用，为用户侧储能营造合理收益空间。

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。

健全管理体系，保障储能高质量发展。2021年国家能源局发布了《新型储能相关管理规范（暂行）》，对新型储能建立全生命周期、全流程的管理体系。《实施方案》中进一步强调各地在推进储能发展的过程中要落实项目管理规范，明确项目备案管理职能，加快建立新型储能的项目管理机制，规范行业管理，强化安全风险防范。

在健全标准体系方面，按照国家能源局、应急管理部、市场监管总局联合引发的《关于加强储能标准化建设的实施方案》要求，建立涵盖新型储能基础通用、规划设计、设备试验、施工验收、并网运行、检测检测、运行维护、安全应急等专业领域的标准体系。要加快制定新型储能安全相关标准以及多元化应用技术标准等。

此外，《实施方案》强调要通过首台（套）政策、绿色技术创新体系等现有政策加大对新型储能的技术研发及产业化应用的支持，各地应根据实际需求对新型储能的投资建设、并网调度、运行考核等方面给予政策倾斜，将新型储能纳入到绿色金融体系。充分调动现有政策及社会资金推动新型储能的高质量发展。

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时期，《实施方案》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。通过政策激励与市场驱动，中国将成为全球第一大储能市场，中国的储能技术将得以充分的发展和验证，必将引领全球储能产业的发展！