2月22日，国家发展改革委和国家能源局联合发布《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称“方案”）根据方案要求的发展规划和目标，“到2025年，新型储能的系统成本降低30%以上，将由商业化发展初期进入规模化发展阶段，到2030年，新型储能全面市场化发展。”

01、锂电储能技术不再是唯一之选

 新型储能是指除抽水储能以外的储能方式，以化学储能为主，但也包含一部分物理储能。根据实施方案的内容不难发现，这次国家要把储能技术全面进行拓展，与以往储能发展过程中特别重视锂离子电池储能不同，实施方案把钠离子电池的位置排在了锂离子电池的前面，还加上了铅炭电池、液流电池、氢（氨）储能、压缩空气储能等不同技术类型。

 对于不同的储能技术，国家的态度很明确，就是“谁行谁上”，一方面要保证新型储能技术的先进性和自主性，另一方面要保证储能整体的安全性。也就是说锂离子电池不再是风电、光伏等新能源项目的唯一选择，一些成本更为低廉的储能电池可能会在新建的风电、光伏等新能源发电项目中得到应用的机会。

 尤其是当前锂电材料价格暴涨的情况下，锂电池价格水涨船高，此时出台政策，恰好可以缓解新能源发电业主单位对于配备储能所必须负担的成本压力。

 不仅如此，方案还通过示范项目的形式，让不同的储能技术都有落地的机会，在不同的示范项目中，综合评定不同的储能技术的适用场景、综合成本等，在项目示范的过程中，通过对相关数据的收集和评定以及改进相应的方案，为后续新型储能的规模化发展做好铺垫。

 此外，各种不同的储能技术，在做示范项目的过程中还将与不同时段的电网用能峰谷值相结合，实地测试不同储能技术的调峰、调频能力，尤其是一些类似于压缩空气储能、氢储能这种可以实现规模化、长时间的储能类型将被重点关注。

 国际能源网（微信公众号：inencom）了解到，2020年底，我国锂离子电池储能占比高达88.8%，铅储能占比有10.2%，液流电池占比只有0.7%，压缩空气储能占比更低，只有0.03%。预计在实施方案的激励下，锂电储能在电化学储能中一家独大的情况将发生改变。

02、电源侧、电网侧、用户侧储能多管齐下

 我国储能产业的发展在很长的一段时间里是处于不平衡的状态，电源侧储能因受政策的支持，与用户侧储能相比，其经济性更高，但用户侧储能的占比却要高于前两者。根据中关村储能联盟数据显示，2019年我国用户侧储能占比高达51%，电网侧储能仅占22%。

 电源侧、电网侧和用户侧储能的发展不平衡问题将因方案的发布得到缓解。

 此次方案提出：“聚焦新型储能在电源侧、电网侧、用户侧各类应用场景，遴选一批新型储能试点示范项目，结合不同应用场景制定差异化支持政策。”

 由此可见，首先国家要在政策支持领域出台差异化的政策，而不是像之前更侧重支持电源侧储能。

 此外，方案还提出：“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。”

 方案对于电源侧、电网侧和用户侧储能选择了不同的修饰词也可以看出国家对于储能在不同端口的发展态度。加大力度发展电源侧新型储能的意图是与我国要开展一批风电、光伏大基地项目进行配套的。

 因为新能源将要担起我国电源的主力，必须要加大装机力度，在西北地区的荒滩沙漠建设大型风电光伏基地，并配备相应规模的新型储能系统，对于我国能源结构调整至关重要。

 对于电网侧储能选择“因地制宜”四个字，充分体现了此次方案的灵活性。因为我国电网各地情况不同，东南沿海经济发达，电网负荷压力大，调节和调度难度也比较大，而西北部地区经济欠发达，电网调节难度相对较小，因此在政策上并不能“一刀切”，因为各省电网调节能力不同，各省用电需求也存在差异，因此需要因地制宜发展电网侧储能，只要满足当地的电网调节需求即可，避免浪费储能资源。

 而对于用户侧储能用了“灵活多样”四个字。比起前两者，用户侧储能的个性化需求更强，可探索和选择的模式也更多。因此方案提出对电能质量要求高的用户可以根据优化商业模式和系统运行模式配置新型储能。

 简而言之，就是用电质量要求高，也需要为此支付等价的费用，相应的储能可以有新的商业模式获得更好的利润。

 而且在用户侧储能领域，方案提出了充换电设施、电动汽车等双向互动智能充放电技术应用。也就是说用户侧储能可以参与电网调节，电动汽车也作为储能调峰的重要选项，在用电高峰期，电动汽车可以通过智能充放电设备向电网送电，为电网安全稳定运行又加了一层保障。

03、共享储能迎来新机遇

 “共享储能”商业模式充分考虑到了各方需求。对于新能源企业来说，降低了新能源配套储能的建设成本，节省了储能设施的日常运维成本，而且未来能充分享受到电网侧储能峰谷电价差收益。

 此次发布的方案在探索新型储能的商业模式方面重提探索推广共享储能，对于共享储能这种新模式来说，存在重大利好。

 国际能源网（微信公众号：inencom）查询资料发现，2022年伊始，内蒙古、浙江相继发布指导意见，提出投资建设共享储能，研究建立电网替代性储能设施的成本疏导机制，激励新能源发电侧储能项目落地。

 在去年，国内已有河南、山东、青海、内蒙古、河北等九省区陆续出台了鼓励共享储能发展的指导意见。在政策扶持及市场需求下，共享储能备受各方关注。

 据悉，目前我国共有84个共享储能项目已经通过备案或公示，主要分布在内蒙古、湖北、山西、宁夏、甘肃等9个省区，项目总规模超1200千瓦/2400千瓦时。共享储能单个项目的规模也变得越来越大，功率要求越来越高，目前已有7个共享项目规模达到100万千瓦时。

 此次方案出台，提出“试点建设共享储能交易平台和运营监控系统”将为共享储能的量化考核做铺垫，不同的业主方可以根据情况在共享储能交易平台出售或者购买储能份额，运营监控系统也可以更合理地为共享储能的参与方的费用支出做好评判，减少企业间的摩擦。

 方案的发布可以说是再为共享储能的发展添一把柴，让整个产业热度不断升温。

04、新能源产业迎来四大变化

 由于风电、光伏的波动性较大，长期以来面临种种限制，新能源发电占比一直都在比较低的水平。曾经有行业专业人士在2016年预测，到2020年可再生能源年发电量要占总发电量27%，但实际情况是，到2021年，我国新能源发电占比却只有11%左右。

 中国电力企业联合会秘书长郝英杰在今年年初举行的“2021—2022年度全国电力供需形势分析预测报告”发布会上所讲：“预计2022年底，我国全口径发电装机容量将达26亿千瓦左右。其中，非化石能源发电装机合计达到13亿千瓦左右，有望首次达到总装机规模的一半。”

 要实现上述目标，大容量风电、光伏、大容量储能以及低成本CCUS等技术创新必不可少。此时出台的方案恰好可以解决新能源产业的痛点，因此也会让新能源产业带来改变。

 国际能源（微信公众号：inencom）认为，方案出台，首先在政策上、技术上和人才培养等多方面给予新型储能强力支持，会让新型储能示范项目在短时期内出现建设的小高峰，通过这些示范项目的验证，一些新型储能的技术将实现破冰，其成本和应用范围都会有所拓展，让新能源与新型储能的合作关系更紧密；

 其次，新型储能系统成本的下降也会让新能源+储能一体化发展的项目越来越普及，因为新型储能系统成本的降低，也会让一批新能源+储能的项目投资回报率有一定的提升，从而吸引更多的投资进入新能源领域；

 此外，新型储能的规模化发展也将成功带动新能源发电项目的规模化进程。预计新型储能的配置比例会进一步提高，可能由此前的5%——10%，提高到40%左右。保守估计，到2025年，在发电侧，新型储能的装机量约为13.6GW/36.2GWH；电网侧新型储能的装机量约为1.9GW/1.3GWH，用户侧储能装机量约为1.2GW/5GWH；

 最后，智慧用能体系将得以建立，新能源发电未来会与智慧用能统一协调发展，储能的商业模式不再单一而是呈现多元化立体化发展态势。用户侧参与储能的积极性有所提高，最终，由于新能源发电占比的大幅度提升，我国电力系统的碳排放量大幅度降低。