近日，浙江省海寧市發改委發布《關于加快推動新型儲能發展的實施意見(征求意見稿)》，提出支持引導新型儲能通過市場方式實現全生命周期運營。在過渡期間，對于年利用小時數不低于600小時并接受統一調度的調峰項目給予容量補償，暫定按照200元/千瓦、180元/千瓦、170元/千瓦的標準逐年退坡，已享受省級補償的項目不再重復補償。近期，寧夏、新疆、山東等省區也相繼發布了儲能調峰補貼政策。

　　2021年7月，國家發改委、國家能源局聯合印發的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》明確，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展的轉變，到2025年，累計裝機規模達3000萬千瓦以上。該文件作為“十四五”時期的第一份儲能產業綜合性政策文件，給行業發展服下一顆“定心丸”。2021年9月，國家能源局發布《新型儲能項目管理規范(暫行)》，促進新型儲能積極穩妥健康有序發展，支持以新能源為主體的新型電力系統建設。

　　據不完全統計，截至目前，我國已有超過20個省份發布新能源配置儲能政策，要求比例在5%—20%之間。比如，浙江提出2021年—2023年全省建成并網100萬千瓦新型儲能示范項目，在“十四五”時期，力爭實現200萬千瓦左右新型儲能示范項目發展目標。

　　從地方的實踐來看，部分新型儲能已經開始進行商業化探索，初步形成了減少棄風棄光增加電費收入、參與調峰調頻獲得輔助服務補償、開展削峰填谷獲取價差等盈利模式，部分地區在合同能源管理、共享儲能等市場化運營模式方面取得了一定成效。

　　隨著我國明確“雙碳”戰略目標和構建以新能源為主體的新型電力系統，新型儲能迎來發展機遇期。有機構預計，在“十四五”期間，新型儲能市場的年均增長將達50%以上，市場規模或達千億元；到2060年，新型儲能市場規模或達萬億元。

　　不過，需要指出的是，新型儲能項目要防止無序發展、一哄而上。目前，新型儲能行業尚處于發展初期，商業模式尚不清晰、運營成本居高不下。據業內人士透露，為促進新能源消納，達到提供電網調頻調峰、平衡輸出、緩解電力波動的作用，多個省份要求新建新能源電站配備10%—20%的儲能系統，但礙于儲能成本較高、沒有成熟的商業模式，很多儲能電站建成后使用效率不高。

　　國家能源局科技裝備司副司長劉亞芳指出，目前，我國儲能領域仍然面臨著諸多問題，在技術經濟性、應用安全性、政策環境和市場機制等方面都有待進一步提升完善。她認為，接下來需要做好以下四方面工作：一是推動新型儲能規模化發展。堅持規劃引領，優化建設布局，促進新型儲能與新型電力系統各環節有機融合、協調發展；二是鼓勵新型儲能市場化應用。因地制宜探索靈活多樣的商業模式，在保障安全的前提下，探索共享儲能、云儲能、儲能聚合、電動汽車儲能等新模式；三是加快完善新型儲能體制機制。大力推進電力體制改革和電力市場建設，營造公平競爭的市場環境。研究建立新型儲能價格機制，促進儲能成本合理分攤和疏導；四是積極開展新型儲能技術創新。以“揭榜掛帥”等方式開展新型儲能技術攻關，推動產學研用各環節有機融合，加快創新成果轉化，提升新型儲能領域創新能力。