一、实施方案主要内容
实施方案，以推动新型储能规模化、产业化、市场化发展为目标，从技术攻关、试点示范、推动规模化利用、完善体制机制等方面，推动新型储能高质量、规模化发展。主要包括以下方面：
1.新型储能的定位和目标。新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，也是催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域。到 2025年，新型储能步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。电化学储能系统成本降低 30%以上。到 2030 年，新型储能全面市场化发展。
2.强化技术攻关和试点示范。推动多元化技术开发，开展多种储能技术设计研发，突破安全技术，重视智慧调度技术的创新。加快重大技术创新示范，针对电力系统不同需求推动多时间尺度新型储能技术试点示范，在不同应用场景、重点区域开展试点示范。
3.推动新型储能规模化发展。电源侧，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、促进风光电基地、海上风电开发消纳等。电网侧，提高电网安全稳定运行水平，提升应急保障能力等。用户侧，支撑分布式供能系统和用户灵活调节能力等。
4.体制机制方面，推动新型储能作为主体参与各类电力市场，电源侧在竞争性配置、核准、并网、利用小时等方面优先支持“新能源+储能”项目，电网侧采用容量电价机制、替代性储能成本纳入输配电价等方式进行价格疏导，用户侧采用分时电价、需求响应等机制进行鼓励。拓展共享储能、储能聚合应用等多种商业模式。
二、知之不易、行之更难——新型储能实质性政策仍需等待
在翘首以待的产业界看来，实施方案在接踵而至的储能系列政策文件中再添了一篇，而这些文件以指导性为主，并无实质支持内容。如果要找出亮点，可能是实施方案向大家展示了一个关于新型储能的万花筒似的庞大体系：
技术路线上，有形形色色的电化学储能，有压缩空气、飞轮等机械储能，有氢（氨）等长时储能（文中热冷储能不宜归于长时储能），同时也新提出了火电、核电的抽汽蓄能方式。应用场景上，延续原有的电源侧、电网侧、用户侧分类，在各侧又各有细分方法。储能功能上，既服务于新能源的接入、输送和消纳，又能服务于电网的调峰、调频、调压、事故备用等安全保障，还能支撑用户用能管理和灵活性提高。商业模式上，可以参与现货市场、辅助服务市场、获得容量电价或输配电价支持、为新能源电站并网及发电争取更好的政策条件。
但纵观实施方案全篇，并没有涉及到新型储能如何建立起核心商业模式的内容，原因在于实质性政策出台确有其困难之处：
一是新型储能技术、标准尚难满足新型电力系统要求。新版《电力并网运行管理规定》提出，新型储能涉及的技术指导和管理工作，参照发电侧要求执行。现阶段较为分散的储能项目（新能源+储能以及用户侧储能），其运行性能以及对电力系统故障状态下的响应能力尚未验证，锂离子电池固有的安全等方面问题，导致人们对于其能否担纲新型电力系统赋予的重任疑虑重重。对于满足电力系统运行的新型储能技术路线仍处于争论阶段，技术成熟度和标准仍处于初级阶段，哪种或哪几种储能技术能脱颖而出尚不可知，这也是实施方案提出“揭榜挂帅”，几乎无遗漏地要求不同储能门类先开展技术创新研发和试点示范的原因。
二是新型储能的“无所不能”与难以盈利形成鲜明对比。实施方案列举了新型储能丰富的应用场景及其在功率平衡、调频、备用等等各方面的功能（很多场景和功能存在严重的重叠），在电力系统现有领域无处不见其踪影，而其收益模式设计也多种多样。一方面，新型储能应用的多样性淹没了其本质功能，政策对于其支持方向也摇摆不定。另一方面，“商业模式”的多元改变不了其难赚钱的真实现状，新型储能成本仍较高，在现货峰谷套利、用户侧分时价差、辅助服务市场上都难以收回成本，国家已不再将补贴作为支持产业发展的主要手段的情况下，只能用完备的、原则性的语言指出可能获利的所有可能。
所以，新型储能相关政策主逻辑不清晰、彼此之间存在交叠、央地政策相互矛盾的现状仍将持续，也许只能寄希望于储能行业再通过自己的负重前行，实现技术和价格水平进入“自证其能”的区间。
但是政策的不明确仍会带来很大的负面影响，知且不易、行之更难！新型储能的大方向不宜含糊其辞。新型储能在没有统一成本疏导机制的有力支持的情况下，能够坚持发展到今天的规模，一方面是电力系统需要新型储能的强大逻辑的助推，另一方面正是产业界披荆斩棘，不断在上述纵横交错的技术、场景、路线和盈利模式上见缝插针取得的成就。但是在当下承前启后、万众瞩目的重大节点上，产业界更呼唤新型储能相对统一、清晰、可执行的发展逻辑和对应的价格机制，而不是继续在各种细枝末节中再另辟蹊径。
三、溯本追源、雄心初显——新型储能发展的思考与展望
2月23日，《人民日报》刊登国家电网有限公司董事长、党组书记辛保安署名文章，文章中指出针对提高电力系统调节能力对发展储能的现实要求，大力加强技术成熟的抽水蓄能电站建设，积极支持新型储能规模化应用，力争到2030年公司经营区抽蓄电站装机由目前2630万千瓦提高到1亿千瓦、电化学储能由300万千瓦提高到1亿千瓦。在电网公司看来，新型储能在保电网安全方面已可与抽水蓄能并驾齐驱。
据此推算， 2030年全国新型储能总功率将达到1.2亿千瓦，新型储能总投资规模接近万亿，相较当下有数十倍的增长空间。如此大规模的发展，继续延续在各个细分领域见缝插针的方式显然不能满足电力系统发展需要，新型储能需要新逻辑！众所周知，产业发展逻辑越简洁明了越有可行性，与其淹没在实施方案的庞大体系中，不如溯本追源地回答几个问题：
（一）发展新型储能的核心逻辑
1.新型电力系统哪些核心问题的解决非新型储能莫属？
2021年我国缺电危机，再一次说明保障电力供应是电力系统发展的底线，支撑电力系统有效容量发展且不带来碳排增加，除抽水蓄能外只能依靠新型储能，所以新型储能的核心作用和优势在于解决新型电力系统供电充裕度隐忧和提供电力系统安全保障能力，在常规电源越来越缺失的情况下守住电力系统的保供和安全防线。
2.我们需要发展怎样的新型储能？
新能源比例的进一步提高，给新型电力系统带来系列安全问题，新型储能既然主要作为安全保障电源，更加需要向大规模、中长周期、易调度的大型储能电站方向发展，为实现日内充分调节，参照抽水蓄能，一般需配置4小时以上的时长；实现特殊情况下跨日、跨月调节，应搭配配置含氢能等方式在内的长周期储能电站。大型储能电站的发展同时有利于单位建设成本的降低，易于出台针对性技术和设计标准，也易于发挥和监测储能设施在安全保障、调峰、调频等多方面的能力。
3.什么样的商业模式能支撑新型储能的长远发展？
虽然实施方案提出了很多的商业模式，但在电力市场环境下，新型储能的盈利最终可归纳为现货市场、辅助服务市场和容量市场（机制）几种。现货市场中，日电价差额和低价、高价时段持续时长均不确定，新型储能将面临较大的投资风险；辅助服务市场是在电力系统某类安全问题突出时设定的特殊品种，新型储能虽然在调峰、调频和爬坡等品种中具有优势，但辅助服务市场受电力系统运行方式变化每日供需均不同，不足以对一次投入大的主体产生长期激励（华北电网已出现调峰辅助服务市场不足以激励火电开展深调改造，所以提出调峰容量市场概念），同时辅助服务市场份额有限且面临多主体竞争，不足以支撑新型储能大规模发展；我国电力发展具有很强的公益性质，对于电价波动幅度和停电概率容忍度均较低，容量市场（容量机制）可能是支持新型储能、抽水蓄能等电网安全保障电源发展的唯一机制，在容量机制下，将新型储能具有的有效容量（功率上调）、新能源消纳（功率下调）、调频、爬坡、紧急备用等功能，统一通过容量电价机制进行支付，将更加简洁可操作。
（二）新型储能发展前景分析
价格竞争力方面：根据彭博预测，至 2025 年电池储能系统成本将会下降超过40%（快于实施方案），4小时配置的储能电站如按照容量机制，容量成本约800元/kW/年（含资金成本），接近抽水蓄能约700-900元/ kW/年的水平，所以以电化学储能为主的新型储能参照抽水蓄能发展模式，用于保证电网发电裕度和整体安全水平具有可行性。至2035年，4小时新型储能电站容量成本约500元/kW/年，低于抽水蓄能成本。
发展空间方面：根据对未来电源发展态势的预测（图1，其他电源已含抽水蓄能），如果考虑需求响应达到最大负荷5%，2030年供电充裕度仍存在约100GW的缺口，若不考虑需求响应或是严格控制煤电装机不增长的情况下，供电充裕度缺口将在200GW。而2060年在大幅退煤的假设下，供电充裕度缺口将达到800GW，电力系统供电充裕度对于发展新型储能具有强烈要求。
综上预测：2030年全国新型储能总功率将达到1.2亿千瓦，新型储能总投资规模接近万亿。进一步根据2060年供电充裕度缺额推算，2060年电力系统需要4-8亿千瓦（低值为煤电缓慢退出场景，高值为煤电较快退出场景），时长4小时以上的新型储能，低值情况下总计容量成本为2000亿元，带动全社会电价平均成本上升1.3分钱/千瓦时。
portant;" /> 图1 未来我国电源结构及最大负荷预测
（三）相关建议
一是重点支持大规模、中长周期储能电站发展，参考抽水蓄能发展模式，建立差异化的两部制（电量+容量）电价，设定稳定但较低的合理收益，以容量电价为主，对新型储能的容量投资进行直接激励。具体操作中，严密跟踪电力系统充裕度要求，合理规划新型储能建设需求，“十四五”期间，可对新型储能推出高于抽水蓄能的差异化容量电价标准，通过两部制电价招标竞价的方式促进新型储能降低成本，最终实现与抽水蓄能同品同价。
二是以市场为驱动推动更多社会主体参与较为分散的储能建设。逐步扭转新能源强制配储能的发展方式，完全通过电力市场机制的完善，通过现货市场和辅助服务市场的调节，促进新型储能的准入，作为大规模储能电站的补充。
