为推动新型储能规模化、产业化、市场化发展，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“实施方案”)。实施方案中提出，到2025年，新型储能将由商业化初期步入规模化发展阶段、并且具备大规模商业化的应用条件。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上。

实施方案明确了未来新型储能的几个方向，唯一量化的指标就是降低成本，这是新型储能规模化、产业化应用的前提。此外，实施方案对于储能装机规模目标没有提及，更多强调的是一些关于技术研发和项目示范方面的内容。根据实施方案的内容不难发现，与以往国家十分重视锂离子电池储能不同，这次国家强调多元化发展储能，提出多个技术研究方向，涉及钠离子、新型锂离子、铅炭、液流、压缩空气、氢(氨)储能、热储能、超导、超级电容等多项新型储能技术，以及液态金属、固态锂离子、金属空气电池等新一代高能量密度储能技术。这也就意味着锂离子电池不再是风电、光伏等新能源项目的唯一选择，一些成本更低廉的储能电池可能会在风电、光伏等新能源项目中得到应用。

而针对新型储能的商业模式，实施方案在提出探索推广共享储能的基础上，鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，以此来发挥储能“一站多用”的共享作用。积极支持各类主体开展共享储能、云储能等创新商业模式的应用示范，试点建设共享储能交易平台和运营监控系统。

此前，在2021年4月发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》中提出了到2025年我国的新型储能装机规模要达到30GW以上，而最新方案对于这些量化指标并没有提及。但据统计，仅青海、山东、湖南、浙江、内蒙古五省及南方电网“十四五”储能的规划就达到了39GW，已高于国家制定的30GW目标。根据《储能产业研究白皮书2021》预测，2025年中国储能市场规模保守场景下将达35.5GW，理想场景下将达55.9GW。这意味着2022年至2025年期间，储能将保持年均72%以上复合增长率持续高速增长。不难看出，未来真正推动储能发展规模的不是规划中目标装机数量的限制，而是产业本身技术的发展、成本的下降和商业模式的创新，再结合未来储能市场改革政策机制的创新，储能才能实现更好的发展。

显而易见，储能是未来电力系统不可或缺的重要环节。全球能源转型已在实践的道路上，风、光等再生能源的建置、电力交易等都是势在必行的产业发展，储能也成为碳中和下的新兴市场。事实上，世界主要经济体已经开始纷纷加码布局储能市场，以适应电力行业新的颠覆性改革，从地域来看主要分布在欧洲、美国和亚洲。中国的储能产业虽然起步较晚，但近几年发展速度令人瞩目。据伍德麦肯兹预测，到2024年，中国储能部署基数将增加25倍，将成为亚太地区最大的储能市场。政府在储能领域的政策激励是促进行业快速发展的主要原因，也是储能部署的主要推动力。可以预见，随着我国储能市场的逐渐成熟与机制的逐步完善，储能系统的性能、技术必将更快地进入良性发展阶段。

关键词： 储能技术 储能材料 绿色金融 政策机制