日前，国家发改委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》(以下简称《指导意见》)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，新型储能装机规模达3000万千瓦以上，新型储能在推动能源领域碳达峰、碳中和过程中发挥显著作用。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。

据中关村储能产业技术联盟统计，截至2020年底，我国已投运的新型电力储能(包含电化学储能、压缩空气、飞轮、超级电容等)累计装机规模达到3.28吉瓦。

“从2020年底的3.28吉瓦到2025年的30吉瓦，未来5年，新型储能市场规模要扩大至目前水平的10倍，每年的年均复合增长率超过55%。”中关村储能产业技术联盟有关负责人对人民网记者表示，这一规模总量及增长速度，我国新型储能装机规模目标的明确，将为社会以及资本释放积极的政策信号，引导社会资本流入技术及产业，助推储能万亿市场的快速到来。

国盛证券研究报告认为，根据《指导意见》，新型储能发展的过程中，降本增效是核心，核心设备的自主可控是关键，随着后续储能技术的持续进步，储能产业有望在政策推动下，成为我国具备较强竞争力的产业。

如何加速推进我国新型储能产业发展？《指导意见》要求，要大力推进电源侧储能项目建设、积极推动电网侧储能合理化布局、积极支持用户侧储能多元化发展和坚持储能技术多元化。

具体来看，在电源侧，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，规划建设跨区输送的大型清洁能源基地，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。在电网侧，以保障电网系统的安全稳定为核心，在偏远地区保障电网贡献能力，发展建设一批移动式或固定式储能；在用户侧，进行多类“储能+应用场景”的探索和发展，结合体制机制综合创新，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。

“用户侧储能，是储能产业具有生命力的应用领域。随着新基建、新业态的发展，用户侧储能愈发呈现出储能+的发展态势，随着电力市场的不断深化，这一领域将是储能商业模式创新的主力军，将为行业发展带来勃勃生机。”上述负责人表示。

值得注意的是，目前，商业模式仍是储能发展的重点。为此，《指导意见》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；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。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。

此前，今年5月份国家发改委发布的《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》明确，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制。

“结合上述文件来看，国家明确提出要建立新型储能价格机制，新型储能应以市场竞争的方式形成电量电价，发挥电网替代作用的储能设施将通过输配电价进行回收。新型储能可以参与中长期、现货及辅助服务市场等获得收益。”上述负责人说。

值得一提的是，今年以来，海南、山西、宁夏、青海、陕西、内蒙古等地出台了新能源配置储能方案，主要集中在“光伏+储能”“风电+储能”模式。

“配置储能之后，储能如何调度运行，如何参与市场，成本如何疏导成为困扰新能源企业和投资方的首要问题。”上述负责人表示，《指导意见》进一步明确了储能与新能源的协同发展，通过在竞争性配置、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，为新能源配置储能实现合理化成本疏导指明了方向。

专家认为，在碳达峰、碳中和目标下，储能已成为实现“以新能源为主体的新型电力系统”的必要途径。由于储能商业模式比较多样化，涉及电源侧、电网侧、用户侧等各种储能方式，预计后续将继续针对具体的行业标准、商业模式、电价机制等出台一系列相关政策文件，从“顶层设计”推动储能向规范化、市场化、规模化发展。