从2021年7月15日出台的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》到2022年3月21日发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》，时隔不过8个月，国家针对新型储能顶层政策设计的推动不可不谓紧迫和重要，2021年10月重磅发布的《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》也更加让我们看到，储能在实现碳达峰、碳中和使命中发挥“提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力”的价值、作用和意义。不仅如此，急备用电乃至常规电源用电的便利性、灵活性和安全性，都非新型储能莫属。
2022年3月22日，国家发展改革委、国家能源局发布的《“十四五”现代能源体系规划》再次把新型储能的规模化发展提升到新的高度，该规划指出，新型储能和氢能有望规模化发展并带动能源系统形态根本性变革，构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统蓄势待发，能源转型技术路线和发展模式趋于多元化。时隔一日，3月23日，《氢能产业发展中长期规划(2021～2035年)》又隆重出台，氢能及燃料电池汽车产业发展路线图按下快进键。相比氢能的专一性不同，新型储能本身就是一个先天具备技术创新百花齐放的战略性新兴产业，其多元化的技术路线都有其精彩之处，无论短时储能还是长时储能，都有发挥的空间和余地，无论是在电源侧、电网侧还是用户侧，都有可以优化匹配的应用场景。
《“十四五”现代能源体系规划》清晰地指出，我国在步入构建现代能源体系的新阶段后，呈现出明显的“四期”并举的特征：一是能源安全保障进入关键攻坚期;二是能源低碳转型进入重要窗口期;三是现代能源产业进入创新升级期;四是能源普遍服务进入巩固提升期。这“四期”对新型储能产业来说，同样既是重大挑战也是巨大机遇。
面对攻坚期，挑战在于新型储能产业是否安全高效运行，其规模化水平能否达到风光配储的开发消纳能力，能否补足电网完全冗余度的缺口，以及工商户用的所需急需。
面对窗口期，挑战在于风光配储能否到达预期目标，实现源-网-荷-储的协同优化和多能互补。
面对创新期，挑战在于如何降本增效，使得新型储能能够满足市场所需。如《“十四五”新型储能发展实施方案》特别提出到2025年，要让电化学储能技术达到提升降本30%以上的目标，攻坚的任务显然是繁重的，不同的储能电池技术路线选择也充满了难度。
面对巩固期，挑战在于新型储能的商业模式能否真正确立，更好地围绕建立起来的统一电力体系与市场发挥服务价值。
今年2月，国网董事长、、党组书记辛保安在《人民日报》撰文表示，到2030年，公司经营区抽蓄电站装机由目前2630万千瓦提高到1亿千瓦、电化学储能由300万千瓦提高到1亿千瓦。与此同时，《南方电网公司新兴业务“十四五”发展规划》正式发布，计划“十四五”期间，公司将有序推进抽水蓄能电站建设，探索推进新型储能电站建设运营，调峰调频电源装机容量将突破1500万千瓦，新型储能规模达到200万千瓦。如此算来，两大电网合计到2030年的新型储能规模已超120GW以上，巨大的投资和增量空间将远超市场预期。在顶层设计政策的推动下，可以预料，新型储能产业链正加速技术攻关与市场化布局，行业赛道前景广阔。
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇表示，这“四期”正是考验我国全面提升新型储能产业链、供应链的安全水平和发展韧性的关键时期，在当下新型储能产业链还不够强壮甚至多存薄弱环节的生态下，唯有不断通过建链、延链、强链和补链，方可加快新型储能的规模化水平提高，在构建新型电力系统中提升新型储能产业链现代化水平，真正发挥储能应有的价值和地位。(作者：何卓新 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)
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