4月21日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》（以下简称《征求意见稿》）。《征求意见稿》提出，目标到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。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。

　　健全发电侧配储激励机制

　　《征求意见稿》指出，要大力推进电源侧储能项目建设。结合系统实际需求，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。

　　对于相应的激励机制，《征求意见稿》指出，对于配套建设新型储能的新能源发电项目，动态评估其系统价值和技术水平，可在竞争性配置、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。

　　实际上，自2020年来，已有多个省份陆续提出新能源配储能的要求，地方对储能的态度也从“鼓励”“建议”转向“优先”和“要求”，2021年延续了这种态势，已有十余省份出台相关政策。 对于业界普遍关注的经济性问题，集邦分析师陈旺表示：“对于光伏、风电机组来说，配置储能可能会降低一定的内部收益率，但随着储能系统成本不断下降，项目投资回报的周期会相应缩短。同时，让储能参与调峰、调频获得服务补偿费，以及在碳交易市场建设完善后出售碳排放指标获得收益，均能够提升项目的整体收益率。” 

　　鼓励建设共享储能

　　在储能设施的建设形式上，《征求意见稿》特别强调，要鼓励探索建设共享储能。

　　对此，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇指出，电源侧建设共享储能可以实现公共资源的最大化利用。“不见得每一个电站都需要配置储能，如果几个可再生能源电站配置一个储能设施，不仅储能电站规模可以得到提升，利用率增加，经济性也会更加凸显。”

　　江苏林洋能源股份有限公司副总裁方壮志透露，现在很多省份都出台了鼓励新能源发电侧配置储能的政策，在具体实施的过程中，如果新能源发电企业租用了共享储能设施中的部分容量，也会将其认定为发电侧配套建设了储能。“这样企业既实现了配置储能的政策要求，同时也免去了备案、立项、建设等一系列繁杂的工作。”除向可再生能源电站出租储能容量的盈利模式外，方壮志指出，与单独分散配置的小规模储能相比，共享储能还可整体接入电网调度系统进而获得收益。

　　在参与辅助服务方面，《征求意见稿》也强调，要明确新型储能独立市场主体地位。因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。

　　支持用户侧多元配储

　　在用户侧储能方面，《征求意见稿》表示，要积极支持用户侧储能多元化发展。鼓励围绕分布式新能源、微电网、大数据中心、5G 基站、充电设施、工业园区等其他终端用户，探索储能融合发展新场景。鼓励聚合利用不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，依托大数据、人工智能、区块链等技术，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。

　　“用户侧储能的配置有一个重要影响因素，就是电价峰谷差，这是最基本的决定性因素。”方壮志表示，目前，我国各地电价峰谷差高低不一，“例如江苏等省份，峰谷差可以达到0.73元/千瓦时，这样的地域用户侧储能就有很好的市场空间。但有些地方可能只有0.4元/千瓦时左右，这时用户侧储能的配置可能经济性就大不如前。”

　　“当然，如果后续某些大用户的储能容量达到一定规模，也是可以接入电网调度系统参与辅助服务，这就可以派生出另一部分收益。”方壮志强调，随着电力现货交易的完善，用户储能的市场机遇将不断扩展。“目前，电力现货交易只是中长期交易的补充和点缀，如果现货交易真正来临，用户侧储能设施可以按照交易策略进行充放电，那将是非常强大的用户侧资源。”