近年来，国家能源局大力支持包括电化学储能在内的新型储能发展。作为深耕于新能源与储能领域的林洋能源无疑站在了“风口”。

当问及现在国家在鼓励建设电化学储能电站方面有没有鼓励政策时，科技司表示，“近年来，国家能源局大力支持包括电化学储能在内的新型储能发展。会同国家发展改革委先后印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，持续加强对新型储能发展目标、总体布局和政策机制的部署，提出新型储能项目一律由地方政府有关部门实施备案制管理，明确新型储能独立市场主体地位，推动新型储能同时参与各类电力市场，不断建立完善新型储能价格机制，鼓励配套储能的新能源项目在竞争性配置、项目核准等方面获得政策倾斜等一系列举措。”

意见中提出，到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，装机规模达3000万千瓦以上。新型储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列。研究编制新型储能规划中进一步明确 “十四五”及中长期新型储能发展目标及重点任务。省级能源主管部门应开展新型储能专项规划研究，提出各地区规模及项目布局，并做好与相关规划的衔接。

意见中还指出，未来还需健全“新能源+储能”项目激励机制。对于配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，动态评估其系统价值和技术水平，可在竞争性配置、项目核准 （备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。

在如此利好政策推动下，以新能源为主体的新型电力系统迎来历史性机遇。作为在“新能源+储能”领域发力的林洋能源也将充分发挥差异化优势，公司发展将迎来更大空间。

此外，记者注意到，近期，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求各地结合当地情况积极完善峰谷电价机制，拉大峰谷电价，促进用户侧储能发展。发改委负责人对此回应道，由于电能无法大规模存储，生产与消费需要实时平衡，不同用电时段所耗用的电力资源不同，供电成本差异很大。在集中用电的高峰时段，电力供求紧张，为保障电力供应，在输配环节需要加强电网建设、保障输配电能力，在发电环节需要调动高成本发电机组顶峰发电，供电成本相对较高；反之，在用电较少的低谷时段，电力供求宽松，供电成本低的机组发电即可保障供应，供电成本相对较低。

林洋能源负责人表示，希望结合一些较大的能源基地，以打造集中共享式储能商业模式。与此同时，公司能依托储备的分布式光伏项目，以及智慧能效管理云平台上近5300多家高能耗工商业用户、三峡平台、20多个整县5GW分布式可开发量，打造“分布式+用户侧储能”新商业模式。（CIS）