新旧体系临界点下的能源结构正在发生转变，实现碳达峰、中和过程中，光伏、风电的配套“伙伴”、新型电力系统的重要组成——储能愈发受到重视，各项政策相继出台。3月31日晚间，在财联社蜂网专家电话会议中，储能行业资深专家楚攀博士围绕《2022年能源工作指导意见》潜在的储能发展机会进行了全面解读。

储能技术的应用贯穿于新型电力系统转型的电源侧（也叫发电侧）、电网侧、用户侧三个环节。“给风光基地配套的储能项目，属于电源侧的储能项目，未来得到的政策支持力度会是最大的，在相当长的时间内，电源侧储能的发展都会是最快的，也是增量空间最大的”,参会的储能行业资深专家楚攀博士认为，目前储能规模化、商业化推广，最缺乏的就是固定且明确的收益渠道，国家层面给出的指导是通过市场化的方式，具体的说，就是通过电力辅助服务市场的建设去解决。

电源侧储能的发展空间最大，增速最快

《指导意见》规划了2022 年能源发展目标，全国能源生产总量达到44.1 亿吨标准煤左右，电力装机达到26 亿千瓦左右，发电量达到9.07 万亿千瓦时左右。非化石能源占能源消费总量比重提高到17.3%左右，风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到12.2%左右。跨区输电通道平均利用小时数处于合理区间，风电、光伏发电利用率持续保持合理水平。

楚攀博士表示，由于风电和光伏近两年发展的特别快，以去年2021年全年为例，全年光伏新增约接近60GW，几乎是历史存量的1/4,建设速度远超规划速度。截至目前，我国已有超过20个省市发布了新能源配强置储能的政策，配置比例在5%-20%之间，配置储能的时长多在1-2小时。这个市场有多大？经不完全统计，截止2021年底，各个省份备案的新能源+储能的项目的总容量，已接近50GWh，2022年还会有更多的备案项目，预计在2022年底可达到70至80GWh，这会是未来储能市场发展最快，潜力最大的一块。

从储能应用的领域看，可分为三个部分：电源侧储能、电网侧储能、用户侧储能。《“十四五”现代能源体系规划》提出要大力推进电源侧储能;优化布局电网侧储能；积极支持用户侧储能多元化发展。虽然文件没有对储能的发展优先级进行排序，但根据修辞的差异，可以估计对储能应用支持力度依次为电源侧储能>电网侧储能>用户侧储能。

随着电力现货市场的建设，未来的峰谷价差是逐步拉大的趋势，此外，用户侧储能的发展还受到“需求侧响应”这一新的收益渠道的支持，未来也有较好的发展空间，但预计发展速度会落后于电源测储能的发展。

未来是否会出台针对储能的补贴政策？楚攀博士认为，储能领域不会出台类似于光伏和风电的国家层面的补贴政策，可能在一些个别的地区，为促进当地储能产业发展会有一段时间补贴。但从国家层面不会有大规模的、统一、且长期的补贴政策。根据储能领域的发展趋势，更可能通过市场化方式推动储能项目通过优化运营的方式获取收益，因此，未来要格外关注电力辅助服务市场，尤其是经济发达省份和新能能源占比较高省份的电力辅助服务市场。

千亿电力辅助服务市场

新型储能处于从商业化初期向规模化发展的转变关键时期，根据规划到2025年，新型储能的装机规模将达3000万千瓦以上。如何实现这个中期目标？楚攀博士表示，目前储能规模化推广和商业运营最缺乏的是固定的收益渠道。如何去解决这个问题？国家主管机构曾组织行业专家召开多次会议进行研讨，最终给出的解决方案是通过市场化的方式解决，也就是让各种类型的储能电站深入、广泛地参与电力辅助服务市场，为电力系统提供亟需的灵活性服务，进而获取相应的收益。

3 月24 日，国家能源局南方监管局发布关于公开征求《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》(征求意见稿)的通告，并首次出台新型独立储能参与辅助服务单独配套政策。