编者按

储能在中国电力系统的重要性正在攀升。为了让电网能够容纳高比例的可再生能源，政策制定者试图通过各种途径部署充足的灵活性资源。许多其他国家也正在这样做。

从各国的实践来看，每一个国家都很难直接照抄别国“作业”。每个国家的资源禀赋、电力工业基础、市场环境各不相同，政策制定也有不同背景下的多重考量。对于储能这样的新兴领域，各国都在既有制度和政策的基础上，尝试培育适合储能发展的外部环境。

政策变化带来市场机会。锂电池是目前储能技术的主流，而中国锂电池产能已位居世界第一。对于中国企业来说，尽管国内储能产业还存在许多待解决的问题，但机会正在靠近。而在海外，中国企业的储能业务已经遍布五大洲，从富裕的欧美国家到战乱的阿富汗，全世界的储能市场机会都与中国有关。

美国视中国为战略竞争对手，中国企业在全球锂电市场中与日韩企业激烈竞争。储能产业始终在国与国、企业与企业的竞争与合作中发展。

为了实现碳达峰与碳中和，必须积极发展可再生能源。减少化石能源使用，将电力系统转型为以可再生能源为主，这一过程对各国都充满挑战。储能能够平抑可再生能源的波动、取代化石能源为系统提供灵活性资源，被视为这一转型过程中的关键技术。目前，储能技术已经进入商业化早期，对储能的支持也被纳入各国的能源政策之中，如何利用储能支持电力系统加速脱碳，是不同国家面对的共同问题。

本文以英国、美国和韩国为样本，介绍三国储能政策的制定、实施和特点，为中国储能政策与产业发展提供参照。英国和美国的共同点在于，两国都拥有成熟的电力市场，都通过完善电力市场的规则为储能提供市场竞争的机会。英美两国也是中国储能产品重要的海外市场。韩国与中国同处亚洲，惯于使用产业政策刺激经济增长，韩国对储能提供过强力支持，但效果不佳。美国视中国为战略竞争对手，中国企业又在全球锂电市场中与日韩企业激烈竞争。储能产业的发展始终处在国与国之间、企业与企业之间的竞争与合作之中。

英国：持续改革电力市场

2021年，由中国电力央企华能主导的门迪电池储能项目在英国西南部的威尔特郡投运。这个项目装机容量为99.8MW，是目前欧洲最大的单体电池储能电站。项目投资方是华能与国有投资基金公司国新国际，华能同时负责建设和运营。

在华能进入英国的同时，英国在建和规划的储能项目正在不断增长，众多投资者从英国的电力市场中看到了商业机遇。

根据英国官方公布的数据，目前英国约有4GW储能电站，其中3GW是抽水蓄能，1GW是锂电池储能。在建和规划中的储能规模达到10GW，其中8GW是电池储能，2GW是抽水蓄能。

以市场吸引投资者

在英国市场，储能电站可以通过多种方式获利。储能电站可以参与电力现货市场，或是在场外签署中长期购售电协议，也可以通过平衡服务市场为电网提供调频、备用、功率支撑和黑启动等多种辅助服务。在服务内容不相冲突的前提下，储能可以同时提供多种辅助服务，收益可以叠加。

门迪项目就充分利用了英国电力市场为储能创造的交易空间。2020年初，华能香港公司、国新国际与壳牌欧洲能源公司签署了具有保底性质的购售电协议。有了这份协议，投资企业获得了保底收入，壳牌旗下的虚拟电厂公司Limejump则可以调度门迪储能电站，通过虚拟电厂技术获得最大化市场收益。

Limejump在其官网披露，门迪储能电站将首先参与到英国国家电网2020年新推出的动态遏制（Dynamic Containment）市场，同时也将参与平衡机制和容量市场。动态遏制是一种故障后调频服务，用在需求突然下降或供应激增的情况下保障电网频率保持稳定，目前在同类频率响应服务中价格最高。英国国家电网披露的数据显示，现阶段参与动态遏制这个市场的都是电池储能。

根据Limejump的介绍，目前动态遏制的市场规模为900MW，而门迪项目就占100MW，由于这个市场上的资源数量低于电网需求，电池储能总是能够以天花板价格（17 英镑/兆瓦/小时）出清。不过，Limejump预计，这种情况不会长期持续，后续进入的储能项目将会压低这个市场的价格。同样的趋势也曾出现在英国调频市场的其他交易品种上。

在管理上，英国将储能电站视为发电设施，与常规电厂一样实行牌照管理制度。英国监管机构天然气电力市场办公室（Ofgem）已经明确规定，输电系统运营商和配电网络运营商不可以拥有和运营储能设施，仅有少数情况例外。

对于储能产业的发展，英国政府和监管机构的发力方向是减少既有的政策阻碍。例如，所有50MW及以上储能项目过去都要纳入到国家重大基础设施项目范畴，由中央政府审批。从2020年开始，这些项目只需由地方政府审批即可，程序得以简化。

电力市场的门槛也在下降。为了获得更多灵活性资源，平衡机制市场最低参与门槛已经从100MW降低到1MW，这使得更多小规模的储能设施和聚合商能够参与其中。聚合商指的是把分散在用户端的可调节负荷集合起来参与需求响应等交易的市场主体。容量市场拍卖的最低门槛也降低到1MW，而且目前容量市场减少了对需求侧响应资源的限制，允许其申请参与竞拍期限更长的协议，最长为15年。

在全国市场之外，配网层面的地方灵活性市场也在发展之中。由于越来越多的分布式发电正在接入配电网，终端用户也拥有了更多家庭储能、电供热或电动汽车等设备，配网运行也面临着新的压力。因此，配网运营商正在探索在配网层面建立市场，以充分利用当地的灵活性资源。尽管还不常见，但配网层面也出现了聚合商。例如，一家名为Kaluza的公司就通过聚合智能充电桩和家用储能等设施为西部电力配网公司（Western Power Distribution）提供灵活性服务。

挖掘灵活性潜力

站在投资者的角度看，英国市场是具有吸引力的。但对于政策制定者来说，之所以这样做，是因为英国电力系统面临的挑战是严峻的。

2021年4月，英国政府宣布了新的减排目标：到2035年碳排放比1990年排放水平降低78%，到2050年实现温室气体净零排放。这比此前碳排放量在2030年减少68%的目标有所提高。

为了实现减排目标，英国计划采取多方面的措施，其中包括到2030年终止销售燃油汽车，到2035年所有新的小汽车和货车都实现零排放，到2028年每年部署60万电热泵以取代化石能源供热系统等。在电力领域，英国将在2025年关闭所有燃煤电站，并计划到2030年建成40GW海上风电。

在化石能源不断减少的英国电力系统中，灵活性资源也变得越发稀缺。2019年8月9日，英国发生大停电，暴露其备用容量和调频资源不足的问题。2021年1月，受低温、风电出力低迷的影响，英国平衡市场价格暴涨到4000英镑/兆瓦时的高位。据eo此前报道，英国电网曾发表声明称，“电力系统的转动惯量在下降，需要更多的调频辅助服务。”

为了应对这一趋势，英国政府商务能源与产业战略部（BEIS）与Ofgem共同制定了《智能系统和灵活性规划》。这份规划系统梳理了英国在提升电力系统灵活性和智能化水平方面的既有政策，并指出了未来的政策目标，储能正是其中的重要内容。    

《智能系统和灵活性规划》最早在2017年推出，后来经过一次更新，2021年英国政府调整减排目标后，BEIS和Ofgem在7月发布了最新的《智能系统和灵活性规划2021》。

根据这份规划的测算，为了保证能源安全，同时保证以有经济性的方式接入高比例可再生能源发电，低碳灵活性容量在2030年应达到30GW，2050年应达到60GW。如果达不到这个目标，英国可能要建更多的化石能源发电才能保证能源安全。

《智能系统和灵活性规划2021》中的政策内容涉及提升电力消费者的灵活性、破除储能与跨境联网的政策阻碍、改革电力市场和推动数字化等四个方面。对于储能，英国政府和监管机构的核心思路是，调整现有政策中不适宜储能发展的部分，并在现有的监管框架下对电力市场进行改革，通过价格信号来引导储能投资。

平衡服务市场中的交易品种正在发生变化，前文所提及的门迪储能项目所参与的动态遏制市场正是改革的产物。调频服务过去通常以周或者月为周期组织竞拍，现在则转向寻求接近于实时的调频服务，以更好地利用系统中的快速响应资源。除了动态遏制，还有其他两种调频品种将在未来三年内推出。作为输电网运营商，英国国家电网设计了一整套改革调频和备用辅助服务的改革计划，一个单独为调频和备用设计的日前市场也正在酝酿之中。这对于反应灵敏的电池储能技术来说是利好消息。

容量市场也在考虑抽水蓄能电站的参与。根据现行规则，容量市场从拍卖到交付的最长时间通常是4年，而抽水蓄能电站的建设周期往往不止于此。因此在抽水蓄能电站开工时，投资者还无法得到容量市场合约。英国政策制定者认为，这为项目融资增加了难度。英国政府正在考虑调整容量市场的设计，以使抽水蓄能这样建设周期较长的储能电站也能参与进来。不过这一改革仍处在政策评估阶段，政策制定者尚未明确改革的具体内容。

抽水蓄能以外的长时储能技术目前还处于商业化早期，一些创新项目可以获得财政支持。对于大容量长时储能技术在电力系统中将扮演何种角色，英国政府仍在考虑之中。2021年7月，商务能源与产业战略部发布了名为“促进大规模和长时电力储能的部署：呼吁证据”的政策讨论文件，初步展示了主管部门对于大容量长时储能技术的政策考量。

这份文件暂时将大容量长时储能定义为规模100MW以上、能持续工作4小时的储能技术。在这份文件中，商务能源与产业战略部认为，由于前期成本高，建设周期长，现金流难以预测，缺乏历史业绩，大容量长时储能目前还缺乏投资吸引力，市场目前更看重短时储能，让电池一天循环多次。尽管承认电力系统需要储能发挥跨日跨月的作用，但商务能源与产业战略部对市场干预非常谨慎，仍然希望通过价格信号来引导投资，以便于各类长时储能技术在竞争中向前发展。

美国：打造本土产业链能实现吗？

与英国相似，美国也通过完善电力市场的竞争规则来支持储能发展。不少布局海外业务的中国企业都看好美国市场。有储能企业负责人告诉eo，尽管英国、澳大利亚等国家也有市场机会，但体量上都只相当于中国的一个省。美国市场规模更大，市场竞争充分，有很大的开拓价值。

早在2007年，FERC就通过890号法案允许包括储能在内的各种非传统资源提供AGC调频服务。2011年，FERC又颁布了755号法案，确立了调频按效果付费的原则。这些法案帮助调频性能优异的储能设施在市场中获利。中国企业比亚迪累计为美国PJM调频市场的参与者提供过一百多兆瓦储能设备，一度占据当时PJM储能调频市场一半以上份额。

2018年2月，美国联邦能源管理委员会（FERC）颁布841号法案，进一步为储能参与电力市场扫除障碍。这一法案命令所有区域传输运营商（RTO）和独立系统运营商（ISO）修改其市场规则，使储能供应商能够充分参与所有容量、能量和辅助服务市场。FERC要求各个市场考虑储能特殊的物理特性，并把参与市场的门槛直接降到100kW。这使得众多容量较小的储能设施也可以参与市场竞争。

随着电池成本逐步下降，储能电站在美国的部署规模正处在上升之中。在美国，光伏+储能电站和单独的光伏电站一样使用投资税收抵免政策，这也增加了储能的竞争力。

美国能源信息署发布的报告显示，截至2019年底，六成储能电站集中在加州电力市场和PJM市场区域。截至2020年底，规模在1MW以上的电池储能在美规模达到1650MW，比上一年增长35%。美国能源信息署预计，美国的公用事业公司还将在2021—2023年之间部署约10GW储能。

慷慨拨款支持科研 

建立自由市场以促进经济繁荣，这是美国乐于对外展示的形象。但较少被提及的是，作为科技强国，美国政府长期投入财政资金支持新技术的研发与扩散，能源技术一直是重点。对储能技术的研发支持从十几年前就开始了。 

2007年，《美国储能竞争力法案》出台。《美国储能竞争力法案》旨在支持储能技术的发展，从而促进电动交通工具和输配电技术等的发展。法案要求美国能源部对法案所涵盖的六类项目每年共拨款2.95亿美元，时间跨度为2009-2018年，即十年共29.5亿美元的财政支持。这六类项目分别是基础研究项目、应用研究项目、储能研究中心项目、储能系统示范项目、车辆储能示范项目和电动汽车电池二次应用与处置。

十年的拨款计划结束后，美国国会继续立法，延续对储能研究的资金注入。

2020年10月，《更好的储能技术法案》（Better Energy Storage Technology Act， 简称BEST法案）作为《清洁经济就业与创新法案》的一部分获得国会参众两院通过，后者最终成为了美国《能源政策法2020》（Energy Policy Act of 2020）的一部分。2020年12月，美国《能源政策法2020》由当时即将卸任的总统特朗普签署生效。

BEST法案的核心是一个为期五年的科研及拨款计划，目的是攻关适用于电力系统的先进储能技术，各类储能技术路线都包括其中。BEST法案主要涉及四大类项目：（1）储能系统研发；（2）储能示范项目；（3）长时间储能示范合作项目；（4）关键材料回收再利用研发示范项目。此外，美国《能源政策法2020》还发起了一个储能与微网援助项目，通过拨款支持乡村电力合作社等小型供电单元部署与可再生能源相关的储能和微网项目。

美国《能源政策法2020》储能拨款计划

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这些资金主要通过美国能源部流向美国的国家实验室、大学和企业。美国能源部是美国在基础科学研究方面最主要的管理和资助机构之一，目前管理着17 个国家实验室。据其披露，在2017-2020四个财年中，能源部累计投入16亿美元支持储能的研发。包括特斯拉在内的众多美国企业都曾在初创时期获得过能源部的资金支持。

从全文看，BEST法案十分注重长时间储能技术的开发。其研发目标除了追求大规模、低成本之外，特别强调了要分别开发持续放电时间在1小时以内、6小时以上、10-100小时，以及能以周或月为时间单位持续放电的储能系统。对于示范项目，法案要求能源部在2023年之前启动3个示范项目，其中一个项目必须是持续放电时间10-100小时乃至更长时间的储能项目。长时间储能示范合作项目则要求能源部与国防部合作，项目应该示范不同规模的长时储能技术，并促进长时储能技术走向商业化。

本地制造的雄心与现实

与十几年前的政策相比，美国延续了对研发的慷慨支持，但比从前更加注重本土制造业的发展。2020年底，在美国《能源政策法2020》签署的同时，能源部发布《储能大挑战路线图》（Energy Storage Grand Challenge）。“储能大挑战”是一个支持下一代储能技术的加速发展、商业化和应用的综合性项目，旨在维持美国在储能领域的全球领导地位。

“储能大挑战”计划提出了三大战略目标：本地创新、本地制造、全球部署（Innovate Here, Make Here, Deploy Everywhere）。

技术指标上，这一计划的目标是：到2030年，长时固定储能应用的平准化成本达到0.05美元/千瓦时，在2020年的基础上降低90%。该计划认为，如能达到这一成本目标，将有助于储能技术在用电高峰期满足负荷、电网应对电动汽车快充、确保通信等关键基础设施的可靠性等领域具备商业可行性。

除此之外，2021年6月美国白宫发布《建立弹性供应链，振兴美国制造业，促进基础广泛增长》供应链审查报告，提出在半导体、大容量电池、稀土资源和制药四大关键领域加强供应链措施。几乎同时，美国政府发布了《锂电池国家蓝图（2021-2030）》，提出保障原材料供应、建设美国国内锂电池原材料加工能力。提高电池生产能力、废旧电池回收和材料循环利用能力，在美国国内建立完整的锂电池制造价值链。

尽管美国一直走在锂电池研究的前沿，但在过去几十年，产业链却始终没有在美国落地。

一项技术从实验室到工厂再到最终面向用户，其中的过程往往是复杂和波折的。世界上第一块可充电锂离子电池的专利属于美国石油巨头埃克森公司，但由于起火和容量衰减等问题无法解决，这款电池没能实现商业化。解决这些产业化难题的是日本化学家吉野彰。发布全球第一个商用锂离子电池并因此在消费电子领域大获成功的，是日本企业索尼。

1995年，约翰古迪纳夫教授在美国德州大学奥斯汀分校的实验室中研究出将磷酸铁锂作为正极材料，但一家日本公司通过约翰古迪纳夫实验室的日本访问学者窃取了研究情报，此后磷酸铁锂相关专利陷入了一系列复杂的专利纠纷。在各种利益主体在全世界到处打官司的过程中，磷酸铁锂技术实际上已经广泛传播，锂电池和电子产品的产业链最终也集中在亚洲，而不是美国。 

今天，美国企业大量采购来自亚洲的电池。例如，苹果手机使用位于中国东莞的日资企业ATL的电池，特斯拉电动汽车使用日本松下的电池，并开始寻求中国电池。在美国的储能市场上，美国储能技术公司也大量使用来自中国和韩国企业生产的电池，这些企业包括宁德时代、比亚迪、亿纬锂能、LG化学等等。

2021年7月29日，美国电池制造企业KORE Power宣布，该公司将在美国亚利桑那州建设一座年产能12GWh的铁锂电池工厂。根据这家公司发布的新闻，新工厂将是第一个完全由美国企业拥有的铁锂电池本土制造工厂。这一项目预计在2021年年底开工，2023年投产。

自2008年美国金融危机爆发后，从奥巴马到特朗普再到拜登，历届美国政府都强调“振兴制造业”的基础理念，通过出台一系列“再工业化战略”，以此缓解其产业空心化带来的诸多国内问题。锂电池产业是美国看重的战略性产业，但美国的竞争对手也在行动。欧盟、中韩等国家和地区都将锂电池作为产业发展的重点方向，美国的目标可能不会轻易实现。

韩国：一个反面案例

韩国坐拥LG能源解决方案、三星SDI和SK创新三大锂电池企业，三家公司在动力电池领域的全球市场率约占三分之一，也是全世界重要的储能电池供应商。

韩国属于孤岛电网，电力结构以化石能源为主。目前煤炭、液化天然气和核电是韩国发电的主要力量，煤电和气电占韩国总发电装机容量六成以上，核电约占四分之一，可再生能源发电装机容量不到一成。韩国总统文在寅上任后，在2017年宣布放弃“以核能为中心的能源政策”，不再开发核电。文在寅提出了“3020战略”，也就是到2030年韩国要实现20%的电力来自清洁可再生能源。

既有发展储能的制造业基础，又有电力系统的现实需要，韩国对储能产业的支持顺理成章，韩国本土部署储能规模的增速也曾一度领先全球。可惜，频繁的火灾打断了这个进程。

激进政策下的行业狂奔

在韩国，可再生能源配套储能可以获得政策倾斜。韩国实行可再生能源配额制，强制电力企业销售的电量中有一定比例的可再生能源，为了满足政策要求，企业可以通过可再生能源发电获取可再生能源证书（RECs，以下简称“绿证”）或者从其他企业购买绿证。不同类型的可再生能源发电在绿证的计算中有不同的权重分。

2015年起，韩国开始针对配套储能系统的风电给予额外的可再生能源证书奖励，配套储能的风电场权重分最高达到5.5分，此后逐渐下降。2017年起，安装储能系统的光伏电站也可以获得额外奖励，权重为5。配套储能的风电光伏电站在绿证计算中的权重远远高于其他不配套储能的电站。

除此之外，韩国最大的公用事业公司韩国电力公司（KEPCO）持续采购储能电站用于辅助服务，用以避免调频等辅助服务占用火力发电容量。在岛屿储能、用户侧储能方面，韩国也都有相应的支持政策。

在政策的支持下，韩国的储能规模，尤其是可再生能源配套储能的规模飞速增长。储能电站数量从2016年不到300个项目，上升到2019年近1500个项目。根据中关村储能产业技术联盟统计，2018年全球新增投运电化学储能项目中，韩国一家独大，占比高达45%。

极速发展之下，安全问题很快暴露。从2017年8月到2019年1月，韩国总共披露了二十多起储能火灾事故，2019年1月甚至一个月就发生四起火灾。韩国政府不得不叫停整个储能产业，并成立了专门的事故联合调查委员会调查事故原因。

频繁的事故和全行业的停顿令企业损失惨重，直到此时，韩国储能产业才在被迫的暂停之下，开始讨论储能系统安全标准、消防设计等议题。

重启艰难

2019年6月11日，韩国通商产业资源部公布了韩国储能电站火灾调查结果。对于此次调查涉及的23起事故，最终调查报告对起火原因没有明确结论，只是认为有四种因素可能导致火灾事故：（1）电池系统缺陷；（2）针对电冲击的保护体系不周；（3）建成后管理运维水平低；（4）储能系统综合管理体系欠缺。

同时，此次事故调查没有点名批评任何一家企业，也没有作出任何处罚。据韩国媒体报道，韩国通商产业资源部的观点是，由于没有企业违反现行法律法规，因此政府不会处罚任何企业。这样宽松的态度招致了韩国媒体的激烈批评。

在此之后，韩国缩短了储能设备的法定检查周期，从原来的4年变为1-2年。同时，韩国开始制定专门针对ESS的消防标准和专门的储能电站标准化火灾应对程序。韩国的国家标准也大幅强化储能产品及系统层面的安全管理。

事故调查后，韩国储能行业重启，但火灾事故却没有终止，2020年和2021年均有事故发生。根据韩国媒体统计，从2017年8月到2021年4月，韩国已累计发生31起储能起火事故，其中使用三星电池的占10起，使用LG电池的占18起。

此外，2020年12月，LG宣布在美国召回其部分Resu10H家用型储能系统产品，原因是内部搭载的电芯存在发热起火风险。LG储能产品在美国有5起事故发生。频繁的火灾正在影响韩国电池企业的形象。

韩国储能电站的运营因为火灾而停滞半年多，行业重启后，安全标准的加强提升了运营成本，配套储能的发电企业的保费因火灾而增长，这都使得现有项目的经济性下降。

绿证价格的下降则给了很多配套储能的光伏企业致命一击。在各类支持政策的推动下，韩国光伏发电装机量猛增，绿证市场出现了供大于求的局面，2019年绿证价格降到2017年的一半，这直接动摇了企业在投资决策时的财务测算。配套储能的光伏电站拥有5倍权重，这意味着当绿证价格下降，光储企业的绿证收入降幅更大。一些中小型光伏企业甚至债台高筑，面临破产风险。

有韩国媒体发表悲观评论：“行业已经被摧毁到难以复苏的地步。”

从2021年开始，绿证制度对储能的加权政策不再实行。新的绿证政策目前仍在修订中。

是否还有重振机会？

尽管目前投资储能的韩国企业处境不佳，锂电池企业也面临信任危机，但韩国政府对锂电产业和电力储能的支持仍在继续。

在锂电池产业政策层面，政府将把蓄电池核心技术视为与半导体并列的国家战略技术，宣称“电池必将成长为第二半导体，创造韩国的未来”。

2021 年7月8日，韩国政府发布了“2030二次电池产业发展战略”。根据战略，韩企将在2030年前向蓄电池产业投资超过40.6万亿韩元（约合人民币2300亿元）。与此同时，韩国政府将协助研发固态电池等新一代电池技术，并为相关的设备和研发投入提供税收优惠。

在能源政策层面，韩国一直走在发展可再生能源、减少化石能源的路上。

在2020年10月28日，韩国总统文在寅在国会发表演讲时宣布，韩国将在2050年前实现碳中和。韩国是继中国、日本之后，第三个明确碳中和目标的亚洲国家。

2020年年底，韩国通商产业资源部发布韩国能源结构蓝图。其目标是，到2034年可再生能源发电装机容量将占韩国总发电装机容量的41.9%，液化天然气、天然气和核电的发电装机容量将分别占韩国总发电装机容量的31.8%、15.6%和10.4%。

为配合可再生能源的发展，2021年6月，韩国政府宣布，韩国政府将投资1.12万亿韩元（折合人民币约62亿）安装1265MWh储能系统，以应对可再生能源的波动。这些储能设施将安装在韩国12个主要变电站中，项目将由韩国电力公司负责。

目前，韩国总统直属的“2050碳中和委员会”正在制定实现2050年碳中和目标的方案，已有三个减碳力度不同备选方案向社会公布，预计会在年底最终敲定最可行的方案。

三个方案分别将2050年可再生能源发电占比目标提高到50%到70%的水平，最低方案仅保留少量化石能源发电，中方案煤电机组全部关停、保留少数天然气发电厂，高方案则要关闭所有煤电和气电。无论最终实行哪套方案，对储能的需求都将只增不减。

韩国拥有世界级的电池企业，又拥有一个迫切需要灵活性资源的电力系统，在激进的能源政策下，韩国储能市场野蛮生长，然后快速崩塌。韩国储能产业的发展很大程度上取决于政府扶持政策的效果，其未来的发展有待进一步观察。