新型储能是构建高比例新能源电力系统的颠覆性技术，能够突破传统电力供需在时间与空间上的限制，变革传统电力系统的形态、结构和功能，有力支撑未来能源电力发展。但在实际发展过程中，仍然存在不少政策、行业标准等方面的障碍需要突破。全国政协委员，中国能源建设集团有限公司党委书记、董事长宋海良近日接受上海证券报记者采访时表示，需要从国家端、产业端、市场端完善政策、标准以及商业模式，共同推动新型储能高质量发展。

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新型储能发展提速

高质量发展仍存痛点

我国新型储能处于从研发示范阶段迈向快速商业化发展的初期。截至2022年底，国内已投运的新型储能累计装机规模达到865万千瓦，超过2021年同期规模的2倍。根据初步测算，为满足2025年我国非化石能源消费占比达到20%目标下风电和光伏发电的消纳，新型储能装机需求至少约3000万千瓦。

新型储能技术类型众多，包括机械储能、电磁储能、电化学储能、化学储能和储热等不同方式。我国新型储能技术实现了从试验示范向商业化初期发展的过渡，新型储能技术安全防控措施逐步完善，性能指标不断提升，锂离子储能、压缩空气储能、液流电池等技术达到了国际先进或领先水平，试点示范项目纷纷落地。

《关于加快推动新型储能发展的指导意见》和《“十四五”新型储能发展实施方案》明确了新型储能发展的目标和路径，提出到2025年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；到2030年新型储能全面市场化发展，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展。

宋海良认为，为推动发展目标高质量落地，当前迫切需要在健全新型储能政策体系、突破并形成核心技术体系、完善标准体系、形成稳定的商业模式等环节，加快集中攻关重大共性问题，尽快培育形成成熟的新型储能一体化解决方案与集成技术。

合力推进新型储能发展

梳理新型储能发展现状与面临的挑战后，宋海良提出了如下建议：

一是立足国家端，加快完善政策体系。当前，新型储能电价机制、盈利模式等还不明确，收益方式相对单一，影响了项目投资积极性。建议探索建立新型储能容量补偿机制和容量市场，合理体现储能设施的装机经济效益。推动现货市场逐步放开市场价格上限约束，允许储能等高成本灵活性资源通过短时高电价盈利，明确电储能辅助服务市场准入。鼓励各地积极探索创新各种类型的新型储能价格机制，在条件成熟时先行先试，加快推动储能产业形成稳定合理的收益空间。

二是立足产业端，加快推动构建完整的产业链与创新链。首先，要着力完善标准体系。建议进一步创新标准管理机制，重点针对压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等技术路线及时开展技术标准研制，加快形成贯穿设计、制造、检测、运维、应急、退役处置等环节的电化学储能安全标准，超前部署退役电池梯次利用相关标准的研究和基础性工作。积极推动新型储能标准国际化工作，加大与国际标准的对标力度，争取国际标准话语权。其次，要集中攻关关键技术。当前各类新型储能技术普遍处于实验示范或商业化初期，仍需加大技术攻关力度与技术集成。建议在政策上支持骨干国有企业通过产业联盟、产业链链长等形式开展先进技术、关键装备和核心材料研发攻关，加大产业化应用支持力度，实现创新链与产业链有效对接。最后，加强产业链延伸培育。当前新型储能在原材料、非锂储能技术装备等个别关键环节还需要补强打通，供应链稳定性水平也有待提升。建议围绕新型储能全产业链不同环节，支持培育一批新型储能“专精特新”企业，带动产业链上下游高水平协同发展。

三是立足市场端，加快形成成熟的商业模式。当前新型储能在电力系统应用的稳定商业模式还未完全形成。建议加大力度支持企业探索新型储能在支撑新能源基地规模化外送、缓解电力供应压力、提升新能源就地消纳能力等应用场景中的一体化解决方案，深度挖掘新型储能融合协同价值。对企业探索共享储能商业模式给予适当政策倾斜。做好储能参与各类市场的统筹设计，实现有效衔接，引导独立储能运营商形成多元化的成本疏导和盈利途径。