01、鋰電儲能技術不再是唯一之選
新型儲能是指除抽水儲能以外的儲能方式，以化學儲能為主，但也包含一部分物理儲能。根據(jù)實施方案的內容不難發(fā)現(xiàn)，這次國家要把儲能技術全面進行拓展，與以往儲能發(fā)展過程中特別重視鋰離子電池儲能不同，實施方案把鈉離子電池的位置排在了鋰離子電池的前面，還加上了鉛炭電池、液流電池、氫（氨）儲能、壓縮空氣儲能等不同技術類型。
對于不同的儲能技術，國家的態(tài)度很明確，就是“誰行誰上”，一方面要保證新型儲能技術的先進性和自主性，另一方面要保證儲能整體的安全性。也就是說鋰離子電池不再是風電、光伏等新能源項目的唯一選擇，一些成本更為低廉的儲能電池可能會在新建的風電、光伏等新能源發(fā)電項目中得到應用的機會。
尤其是當前鋰電材料價格暴漲的情況下，鋰電池價格水漲船高，此時出臺政策，恰好可以緩解新能源發(fā)電業(yè)主單位對于配備儲能所必須負擔的成本壓力。
不僅如此，方案還通過示范項目的形式，讓不同的儲能技術都有落地的機會，在不同的示范項目中，綜合評定不同的儲能技術的適用場景、綜合成本等，在項目示范的過程中，通過對相關數(shù)據(jù)的收集和評定以及改進相應的方案，為后續(xù)新型儲能的規(guī)模化發(fā)展做好鋪墊。
此外，各種不同的儲能技術，在做示范項目的過程中還將與不同時段的電網(wǎng)用能峰谷值相結合，實地測試不同儲能技術的調峰、調頻能力，尤其是一些類似于壓縮空氣儲能、氫儲能這種可以實現(xiàn)規(guī)?；?、長時間的儲能類型將被重點關注。
國際能源網(wǎng)（微信公眾號：inencom）了解到，2020年底，我國鋰離子電池儲能占比高達88.8%，鉛儲能占比有10.2%，液流電池占比只有0.7%，壓縮空氣儲能占比更低，只有0.03%。預計在實施方案的激勵下，鋰電儲能在電化學儲能中一家獨大的情況將發(fā)生改變。
02、電源側、電網(wǎng)側、用戶側儲能多管齊下
我國儲能產業(yè)的發(fā)展在很長的一段時間里是處于不平衡的狀態(tài)，電源側儲能因受政策的支持，與用戶側儲能相比，其經濟性更高，但用戶側儲能的占比卻要高于前兩者。根據(jù)中關村儲能聯(lián)盟數(shù)據(jù)顯示，2019年我國用戶側儲能占比高達51%，電網(wǎng)側儲能僅占22%。
電源側、電網(wǎng)側和用戶側儲能的發(fā)展不平衡問題將因方案的發(fā)布得到緩解。
此次方案提出：“聚焦新型儲能在電源側、電網(wǎng)側、用戶側各類應用場景，遴選一批新型儲能試點示范項目，結合不同應用場景制定差異化支持政策。”
由此可見，首先國家要在政策支持領域出臺差異化的政策，而不是像之前更側重支持電源側儲能。
此外，方案還提出：“加大力度發(fā)展電源側新型儲能；因地制宜發(fā)展電網(wǎng)側新型儲能；靈活多樣發(fā)展用戶側新型儲能。”
方案對于電源側、電網(wǎng)側和用戶側儲能選擇了不同的修飾詞也可以看出國家對于儲能在不同端口的發(fā)展態(tài)度。加大力度發(fā)展電源側新型儲能的意圖是與我國要開展一批風電、光伏大基地項目進行配套的。
因為新能源將要擔起我國電源的主力，必須要加大裝機力度，在西北地區(qū)的荒灘沙漠建設大型風電光伏基地，并配備相應規(guī)模的新型儲能系統(tǒng)，對于我國能源結構調整至關重要。
對于電網(wǎng)側儲能選擇“因地制宜”四個字，充分體現(xiàn)了此次方案的靈活性。因為我國電網(wǎng)各地情況不同，東南沿海經濟發(fā)達，電網(wǎng)負荷壓力大，調節(jié)和調度難度也比較大，而西北部地區(qū)經濟欠發(fā)達，電網(wǎng)調節(jié)難度相對較小，因此在政策上并不能“一刀切”，因為各省電網(wǎng)調節(jié)能力不同，各省用電需求也存在差異，因此需要因地制宜發(fā)展電網(wǎng)側儲能，只要滿足當?shù)氐碾娋W(wǎng)調節(jié)需求即可，避免浪費儲能資源。
而對于用戶側儲能用了“靈活多樣”四個字。比起前兩者，用戶側儲能的個性化需求更強，可探索和選擇的模式也更多。因此方案提出對電能質量要求高的用戶可以根據(jù)優(yōu)化商業(yè)模式和系統(tǒng)運行模式配置新型儲能。
簡而言之，就是用電質量要求高，也需要為此支付等價的費用，相應的儲能可以有新的商業(yè)模式獲得更好的利潤。
而且在用戶側儲能領域，方案提出了充換電設施、電動汽車等雙向互動智能充放電技術應用。也就是說用戶側儲能可以參與電網(wǎng)調節(jié)，電動汽車也作為儲能調峰的重要選項，在用電高峰期，電動汽車可以通過智能充放電設備向電網(wǎng)送電，為電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行又加了一層保障。
03、共享儲能迎來新機遇
“共享儲能”商業(yè)模式充分考慮到了各方需求。對于新能源企業(yè)來說，降低了新能源配套儲能的建設成本，節(jié)省了儲能設施的日常運維成本，而且未來能充分享受到電網(wǎng)側儲能峰谷電價差收益。
此次發(fā)布的方案在探索新型儲能的商業(yè)模式方面重提探索推廣共享儲能，對于共享儲能這種新模式來說，存在重大利好。
國際能源網(wǎng)（微信公眾號：inencom）查詢資料發(fā)現(xiàn)，2022年伊始，內蒙古、浙江相繼發(fā)布指導意見，提出投資建設共享儲能，研究建立電網(wǎng)替代性儲能設施的成本疏導機制，激勵新能源發(fā)電側儲能項目落地。
在去年，國內已有河南、山東、青海、內蒙古、河北等九省區(qū)陸續(xù)出臺了鼓勵共享儲能發(fā)展的指導意見。在政策扶持及市場需求下，共享儲能備受各方關注。
據(jù)悉，目前我國共有84個共享儲能項目已經通過備案或公示，主要分布在內蒙古、湖北、山西、寧夏、甘肅等9個省區(qū)，項目總規(guī)模超1200千瓦/2400千瓦時。共享儲能單個項目的規(guī)模也變得越來越大，功率要求越來越高，目前已有7個共享項目規(guī)模達到100萬千瓦時。
此次方案出臺，提出“試點建設共享儲能交易平臺和運營監(jiān)控系統(tǒng)”將為共享儲能的量化考核做鋪墊，不同的業(yè)主方可以根據(jù)情況在共享儲能交易平臺出售或者購買儲能份額，運營監(jiān)控系統(tǒng)也可以更合理地為共享儲能的參與方的費用支出做好評判，減少企業(yè)間的摩擦。
方案的發(fā)布可以說是再為共享儲能的發(fā)展添一把柴，讓整個產業(yè)熱度不斷升溫。
04、新能源產業(yè)迎來四大變化
由于風電、光伏的波動性較大，長期以來面臨種種限制，新能源發(fā)電占比一直都在比較低的水平。曾經有行業(yè)專業(yè)人士在2016年預測，到2020年可再生能源年發(fā)電量要占總發(fā)電量27%，但實際情況是，到2021年，我國新能源發(fā)電占比卻只有11%左右。
中國電力企業(yè)聯(lián)合會秘書長郝英杰在今年年初舉行的“2021—2022年度全國電力供需形勢分析預測報告”發(fā)布會上所講：“預計2022年底，我國全口徑發(fā)電裝機容量將達26億千瓦左右。其中，非化石能源發(fā)電裝機合計達到13億千瓦左右，有望首次達到總裝機規(guī)模的一半。”
要實現(xiàn)上述目標，大容量風電、光伏、大容量儲能以及低成本CCUS等技術創(chuàng)新必不可少。此時出臺的方案恰好可以解決新能源產業(yè)的痛點，因此也會讓新能源產業(yè)帶來改變。
國際能源（微信公眾號：inencom）認為，方案出臺，首先在政策上、技術上和人才培養(yǎng)等多方面給予新型儲能強力支持，會讓新型儲能示范項目在短時期內出現(xiàn)建設的小高峰，通過這些示范項目的驗證，一些新型儲能的技術將實現(xiàn)破冰，其成本和應用范圍都會有所拓展，讓新能源與新型儲能的合作關系更緊密；
其次，新型儲能系統(tǒng)成本的下降也會讓新能源+儲能一體化發(fā)展的項目越來越普及，因為新型儲能系統(tǒng)成本的降低，也會讓一批新能源+儲能的項目投資回報率有一定的提升，從而吸引更多的投資進入新能源領域；
此外，新型儲能的規(guī)?；l(fā)展也將成功帶動新能源發(fā)電項目的規(guī)模化進程。預計新型儲能的配置比例會進一步提高，可能由此前的5%——10%，提高到40%左右。保守估計，到2025年，在發(fā)電側，新型儲能的裝機量約為13.6GW/36.2GWH；電網(wǎng)側新型儲能的裝機量約為1.9GW/1.3GWH，用戶側儲能裝機量約為1.2GW/5GWH；
最后，智慧用能體系將得以建立，新能源發(fā)電未來會與智慧用能統(tǒng)一協(xié)調發(fā)展，儲能的商業(yè)模式不再單一而是呈現(xiàn)多元化立體化發(fā)展態(tài)勢。用戶側參與儲能的積極性有所提高，最終，由于新能源發(fā)電占比的大幅度提升，我國電力系統(tǒng)的碳排放量大幅度降低。
