“十三五”以来，我国新型储能由研发示范向商业化初期过渡，实现了实质性进步。2021年底新型储能累计装机超过400万千瓦，国家和地方层面政策机制不断完善，对能源转型的支撑作用初步显现。

 

值得注意的是，《实施方案》并未提及此前相关文件中提出的“十四五”新型储能发展规模3000万千瓦以上的装机目标。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。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。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，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。

 

 

业内人士认为，从商业化初期到全面市场化发展，留给新型储能的时间仅有不到10年，新型储能要实现规模化发展还要突破三方面限制。

 

一是成本回收问题。新型储能的应用场景广泛、投资门槛低、统筹管理难，新型储能电源和负荷双重属性使其参与市场身份难以界定，价格机制的形成难度很大。此外，我国电力市场建设处于起步阶段，市场机制难以准确反映新型储能的多重价值，新型储能参与市场收益方式单一，尚未形成可持续的商业模式。

 

二是技术标准问题。当前对新型储能规划设计和调度运行机理的研究不够深入，发输配用等环节对新型储能的协同融合考虑不足，导致相关标准不够完善。在缺乏规范引导和技术要求的情况下，难免出现低效重复建设的情况，利用效果也会打折扣。

 

三是电化学储能安全问题。当前新型储能项目中90%以上为电化学储能，由于电池热稳定问题，近年来国外储能安全事故频发，国内也发生了类似事故，引发政府管理机构和行业的担忧，给新型储能投资建设带来影响。

 

《实施方案》明确指出，加快推进电力市场体系建设，明确新型储能独立市场主体地位，营造良好市场环境。这意味着解决新型储能高成本的问题，必须依靠体制机制改革和商业模式创新。

 

《实施方案》提出，营造良好市场环境，推动新型储能参与各类电力市场。加快推进电力中长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场等建设进度，推动储能作为独立主体参与各类电力市场。研究新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，明确相关交易、调度、结算细则。

 

在拓展新型储能商业模式方面，《实施方案》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。鼓励发电企业、独立储能运营商联合投资新型储能项目，通过市场化方式合理分配收益。