中国储能网讯：2021年一年内已有河南、山东、青海、内蒙古、河北等九地陆续出台了储能指导意见。储能顶层设计正在向地方普及，加速了储能项目落地。

7月15日，国家发展改革委、国家能源局发布加快推动新型储能发展的指导意见，指导意见中提出大力推动电源侧、电网侧、用户侧项目建设，鼓励储能多元发展，完善新型储能政策机制，营造健康市场环境。

明确装机规模

展望储能市场发展前景

能源局的指导意见中，首次从国家层面提出装机规模目标，预计到2025年，新型储能装机规模达30GW以上，相当于在上一年底的新型储能装机规模基础上翻了10倍，充分展望了发展前景和市场规模。

随后在地方政府层面，内蒙古、浙江、湖南、山西大同、山东五地也都明确提出储能装机目标，湖北提出力争2023年建成电化学储能电站1.5GW/3GWh以上；浙江提出2021-2023年全省建成并网1GW新型储能示范项目，“十四五”力争实现2GW左右新型储能示范项目发展目标。

强化规划引导

鼓励应用场景多元发展

在已经发布的政策中，国家和地方层面都提出开展新型储能规划研究，引导新型储能在各种场景下的布局。湖南、浙江、内蒙古等五地都提出电网侧、电网侧、用户侧建设方向。

电源侧储能着力于系统友好型新能源电站和多能互补的大型清洁能源基地等重点方向，例如浙江提出支持“微网+储能”“新能源+共享储能”等电源侧储能项目建设，鼓励新增的海上风电、集中式光伏电站综合新能源特性、系统消纳空间、调节性能和经济性等实际因素，建设或购买新型储能服务。

为缓解高峰负荷供电压力、延缓输配电扩容升级，围绕电源、负荷两方面需求，多地提出支持各类市场主体，投资建设一批电网侧储能，重点围绕提升系统灵活调节能力、安全稳定水平、供电保障能力合理布局。

此外，广东浙江等地大工业企业甚至面临被迫有序用电、产能受限的尴尬境地。而且各地推行峰谷分时电价以后，部分地区电价呈现上涨趋势。因而多地在储能政策中提出鼓励企业用户或综合能源服务商根据用户负荷特性自主建设储能设施，充分利用目录分时电价机制，主动削峰填谷，优化区域电网负荷需求。

促进新能源消纳

增加共享储能

为促进新能源消纳，达到提供电网调频调峰、平衡输出、缓解电力波动的作用，多个省份要求新建新能源电站配备10%—20%、2h的储能系统，但碍于储能成本较高、没有成熟商业模式，导致很多储能电站建成后成为摆设。为解决储能经济性方面难题，有文件指明要投资建设独立储能电站、或共享储能、或租赁储能服务，研究建立电网替代性储能设施的成本疏导机制，采用政策倾斜的方式激励配套建设或共享模式落实新能源发电侧储能项目落地。

如宁夏在文件中提出鼓励发电企业、电网企业、电力用户、电储能企业等投资建设储能设施，鼓励采用多种投资方式建设电网区域性共享储能设施，创造共享储能电站盈利模式。湖南也提出以建设大规模集中式共享储能为主，统筹项目选点，优先在新能源资源富集的地区建设一批电网侧独立储能项目。

明确储能参数标准

提高储能安全要求

此前储能商业模式本就悬而未决，储能产品质量又成为制约其成本回收的关键因素，曾有文章指出市面电池产品有寿命虚标等问题，未到使用年限更换电池又增加了一笔投入，储能项目成本回收遥遥无期。

为促进储能的应用、提升项目经济性，多地对储能质量及应用提出了细致要求。如浙江在文件中提出新型储能示范项目应按照工作寿命10年及以上设置。青海明确优先保障消纳，电网企业要与储能电站企业签订并网调度协议和购售电合同，确保“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目和独立储能电站优先接入、优先调度、优先消纳、优先外送，保证储能设施利用小时数不低于540小时。山西大同在文件中提出储能产品应用高端化，储能产品的起点标准要达到单体电芯容量280Ah及以上，循环寿命≥8000次。

11月18日，工信部在《锂离子电池行业规范条件（2021年本）》（征求意见稿）中提出：储能型电池能量密度≥145Wh/kg，电池组能量密度≥110Wh/kg，循环寿命≥5000次且容量保持率≥80%。

在碳达峰碳中和战略目标的背景下，新型储能必将有更大的市场空间，除了政策方面给予指引和支持，目前更多的还需要企业在技术上有更大突破、从而有效提升产品的性能，促进行业健康发展。