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、电网侧、用户侧三个环节。”,参会的储能行业资深专家楚攀博士认为，。

　　《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？。

　　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。

　　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，。

　　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，。

　　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》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。

　　楚攀博士认为，电力辅助服务市场的建设将是各省能源主管机构未来的主要工作之一。日前，南方能监局已公布了南方区域的较详细的电力辅助服务市场的基本运行规则。预计在2022年，各省的能源主管部门都会陆续出台类似的政策，接下来执行细则以及详细的计费方式也将逐步推出，不断完善电力辅助服务市场的建设。

　　未来的储能项目电源侧的储能项目，电网侧的大型独立储能站，都会有比较好的投资收益，但是投资收益不会是固定的。因为目前的辅助服务市场政策多是试运行，收益过高或过低都不正常，监管层面会根据市场的运行，不断进行调整，既要保障收益，也要保障公平。

　　但目前面临的一个“拦路虎”是，待整个供需恢复平衡后，价格有望再恢复到2020年的上半年的水平。届时叠加成熟的辅助服务市场的政策，储能的发展会大大加速。

　　根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的5%-10%，该比例随着新能源大规模接入将不断增加。国海证券分析认为，随着国内电力现货市场的完善，国内辅助服务市场未来将取消调峰产品。