本报讯  记者韩逸飞报道：国家发改委、国家能源局近期联合印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《实施方案》）提出，要加大力度开发电源侧新型储能，推动系统友好型新能源电站建设。同时，要合理疏导新型储能成本，加大“新能源+储能”支持力度。在新能源装机占比高、系统调峰运行压力大的地区，积极引导新能源电站以市场化方式配置新型储能。对于配套建设新型储能或以共享模式落实新型储能的新能源发电项目，结合储能技术水平和系统效益，可在竞争性配置、项目核准、并网时序、保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面优先考虑。

　　对此，不少专家表示，“十四五”时期是我国实现碳达峰目标的关键窗口期，也是新型储能发展的重要战略机遇期。《实施方案》的发布，会让电源侧储能的发展“更上一层楼”。

　　电源侧配储能的目的是为了缓解弃风弃光，改善可再生能源发电质量，最大限度提升新能源发电的消纳水平。但长期依赖政策强推，多数电站处于“建而不用”的状态。

　　中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心研究员张锋告诉记者，《实施方案》将有力缓解新型储能行业电源侧的四个问题。“首先，解决投资重点不明确的问题，进一步明确投资重点；其次，缓解效益低下的问题，明确了增加收入的来源，有利于提升储能项目的经济性；再次，解决储能装机规模增长较慢的问题。就发电侧而言，新能源跨省区外送消纳比例的提升有望增加新能源电站的数量，进而带动装机量，从而扩大装机规模；最后，解决大规模海上风电的消纳问题，《实施方案》首次提到新型储能降低输电通道容量建设，将促进海上风电开发消纳。”

　　中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎认为，《实施方案》的发布，将直接促进新能源的消纳，解决发电时间与负荷侧用电时间不匹配的问题。“从商业模式、技术方案等方面，多角度明确了电源侧储能的发展路径。”

　　此前，配置储能的权利义务不对等，发电侧储能由电厂、电网和储能企业三方投资，并网结算都需要借助电厂。如果电厂消极应对、拖欠费用或长时间停机，都对储能投资人不利。

　　张锋表示，《实施方案》加大了对“新能源+储能”的支持力度。对于配套建设新型储能或以共享模式落实新型储能的新能源发电项目，结合储能技术水平和系统效益，可在竞争性配置、项目核准、并网时序、保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面优先考虑。“新能源发电项目和储能项目的组合，能增加新能源厂商的竞争优势，《实施方案》的发布有利于提高储能企业的地位，增加储能企业的话语权。”

　　彭澎指出，随着电力系统对调节能力的需求提升，新能源开发消纳规模不断加大，新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性更好，优势逐渐凸显，但商业化运营仍面临困难。“《实施方案》进一步明确了发展目标，细化了任务分工，让权责更加分明。对于投资人来说，是重大利好。”

　　电源侧储能最大的发展阻碍在于配储成本的疏导，但《实施方案》并没有提出解决办法，仅提出了“要合理疏导新型储能成本”。

　　张锋表示：“储能电站的收入来自三个方面。第一是参与电网调峰的收入；第二是参与调频的收入；第三，卖出因配置储能而减少的‘弃风弃光’电量获得收入。”张锋表示。

　　彭澎表示，对于电源侧储能的成本疏导，一般是要求发电企业内部消化，或依赖于储能技术升级所带来的成本下降。不过未来将更倾向于通过市场化的手段进行消纳。“建议地方能源主管部门出台实施细则或文件，进一步明确储能的成本该由谁疏导。”