新型储能将转向规模化发展，2025年装机超3000万千瓦

储能行业迎来利好政策。

4月21日，国家发展改革委、国家能源局下发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》（下称《意见稿》），提出到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。

《意见稿》提出目标，到2025年，新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦以上。

到2030年，实现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，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。

按照能量存储形式，储能可分为电储能、热储能、氢储能。

其中，电储能是目前最主要形式，这主要包含抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能等机械储能技术，以及铅酸电池、液流电池、钠硫电池、锂离子电池等电化学储能技术。

一般而言，新型储能主要指的除抽水蓄能外的储能方式。

根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模3560万千瓦，占全球市场总规模的18.6%，同比增长9.8%。

其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为3179万千瓦，同比增长4.9%；电化学储能的累计装机规模位列第二，为326.9万千瓦，同比增长91.2%。

到2025年，新型储能装机规模要达3000万千瓦以上，意味着较2020年底增长超8倍。

《意见稿》中提出，将坚持储能技术多元化，推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用，实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期，加快飞轮储能、钠离子电池等技术开展规模化试验示范，并探索开展氢储能及 其他创新储能技术的研究和示范应用。

为实现上述目标，《意见稿》提出五大项共计19个方面的要求和措施，包括要强化规划引导，鼓励储能多元发展；推动技术进步，壮大储能产业体系；完善政策机制，营造健康市场环境；规范行业管理，提升建设运行水平；加强组织领导，强化监督保障工作等。

其中，在完善政策机制方面，《意见稿》提出要明确新型储能独立市场主体地位。研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。

将因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场，鼓励探索建设共享储能。

《意见稿》表示，要健全新型储能价格机制。建立电网侧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；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收等。

此外，要健全“新能源+储能”项目激励机制。对于配套建设新型储能的新能源发电项目，动态评估其系统价值和技 术水平，可在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。

在强化规划引导方面，《意见稿》提出，将统筹开展储能专项规划，研究编制新型储能规划，进一步明确“十四五”及中长期新型储能发展目标及重点任务。

此外，将大力推进电源侧储能项目建设，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。并探索利用退役火电机组的既有厂址和输变电设施建设储能或风光储设施。

《意见稿》还提出，将积极推动电网侧储能合理化布局。通过关键节点布局电网侧储能，提升大规模高比例新能源及大容量直流接入后系统灵活调节能力和安全稳定水平。在电网末端及偏远地区，建设电网侧储能或风光储电站，提高电网供电能力等