促进新型储能与新能源协同发展

　　新型储能是新能源发展过程中的关键一环及支撑新型电力系统的关键技术。目前，我国新型储能规模化应用呈现良好发展势头，但仍存在成本疏导不畅、“建而不用”、有效利用率不高等问题，还需进一步发力，推动新型储能与新能源协同发展，实现新能源更大范围、更多场景的应用。

　　新型储能发展势头良好

　　新能源加快步入高质量发展新阶段。我国可再生能源的大规模发展有力促进了以风电、光伏发电为代表的新能源技术的快速进步、成本快速下降和经济性显著提升，风电、光伏发电已全面进入平价无补贴、市场化发展的新阶段。国家能源局最新数据显示，可再生能源已成为我国保障电力供应的新力量，总装机达到14.5亿千瓦，占全国发电总装机超过50%。2023年，可再生能源发电量3万亿千瓦时，约占全社会用电量的三分之一;风电、光伏发电量已超过同期城乡居民生活用电量，占全社会用电量比重突破15%。

　　大力发展新型储能是新能源装机规模快速扩张的必然要求。与常规电源相比，新能源发电单机容量小、数量多、布点分散，且具有显著的间歇性、波动性、随机性特征。随着新能源装机持续增长，系统调节能力不足问题逐渐凸显，电力电量平衡、安全稳定控制等面临前所未有的挑战。要在保障电力安全的前提下，接受、消纳占比迅速提高的风光发电电量，亟须大力发展各类储能以弥补电力系统灵活性调节能力缺口。而较之于传统的抽水蓄能，新型储能选址灵活、建设周期短、响应快速灵活，与新能源开发消纳的匹配性更好，优势逐渐凸显。

　　新型储能与新能源协同发展相关支持政策不断完善。近年来，国家发展改革委、国家能源局先后出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》《新型储能项目管理规范(暂行)》《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》《关于促进新型储能并网和调度运用的通知(征求意见稿)》等一系列政策，开发建设全国新型储能大数据平台，初步建立了全国新型储能行业管理体系，统筹推动全国新型储能试点示范，为新型储能技术创新应用和产业高质量发展奠定了基础。

　　各地政府、有关企业发展新型储能技术、产业和示范应用的积极性空前高涨。截至目前，我国已有超过20个省份发布了新能源配置储能政策，要求配储比例在5%~30%之间，时长多以2~4小时为主。同时，新型储能作为新型电力系统的重要组成部分，吸引了众多具备技术、资金与业务优势的能源企业布局。多家企业已经在积极探索锂离子电池、液流电池、压缩空气、钠离子电池、氢能等多种新型储能技术的应用，并打造“新能源+储能”模式，开展“光伏+锂离子电池”“风电+飞轮储能”等技术示范应用，以加快提升新能源可靠替代能力。

　　对电力系统支撑作用未充分发挥

　　市场机制与价格机制不完善。新能源配储发展的关键不在于时长、比例，而在于建立起相应的成本疏导途径。目前，新型储能收益普遍不高。一方面，新型储能市场机制和商业模式不够成熟，其技术优势无法通过电力市场充分发挥价值，可以实际参与交易的品种仍然有限，导致储能项目盈利困难。另一方面，目前我国已有多地探索建立新型储能容量电价机制，但国家层面尚未出台统一的新型储能容量电价政策。同时，新型储能建设运行成本不能通过输配电价疏导，成本多由新能源电站单一主体“买单”。

　　部分地方新型储能项目“建而不用”。中国电力企业联合会发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示，截至2022年12月，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，发展目标合计超过6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出的2025年达到3000万千瓦目标的2倍。需要注意的是，受市场环境变化、行业标准缺失等因素影响，当前部分储能项目盈利水平不高，存在新型储能规划与实际装机差距较大、“建而不用”等问题。还有部分地方调度部门“嫌弃”新型储能规模小、“不愿调”，难以充分发挥储能系统的调节作用。

　　新能源配建储能的实际利用率不高。部分地方不少新建的新能源项目都配置了储能电站，但由于主动支撑等能力不足，利用率普遍偏低。受收益模式不明确、设备质量等因素影响，2022年新能源侧配置储能日均充放电次数仅为0.22次。另根据《新能源配储能运行情况调研报告》，新能源配储在弃电期间至多一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用，甚至基本不调用的情况，所调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，而新能源配储系数仅为6.1%，相比火电厂配储15.3%、电网侧储能14.8%、用户侧储能28.3%的利用系数，显然，新能源配储整体调用情况不理想。

　　力促新型储能系统示范应用

　　做好顶层设计，科学规划新能源与储能发展。推动价格疏导，研究出台国家层面的新型储能两部制电价政策，提升市场主体创新活力。按照“谁受益、谁付费”的原则，建立合理的成本分摊和疏导机制，推动各类市场主体共同分摊新型储能建设成本。统筹推进大型新能源基地、调节支撑电源和外送通道规划建设，加快制定完善新型储能参与调度运用的相关标准规范，创新消纳政策机制。通过“风光火储”一体化模式加快推动新型储能发展。加强源网荷储一体化协调发展，推动新型储能系统示范应用，大力发展“新能源+储能”模式，支持新能源合理配置储能，鼓励建设集中式共享储能设施，推动“风光储”一体化项目建设。同时，加大支持新型储能发展的财政、金融、税收、土地等政策力度。

　　坚持市场导向，鼓励新能源配建储能参与电力市场交易。建立能够反映电力资源稀缺属性的电价机制，加快电力现货市场建设，引导配建储能参与电力现货市场，丰富新型储能参与的交易品种，发挥配建储能和新能源电站的整体联动作用，实现新能源项目的效益最大化。同时，进一步深化能源电力体制改革，优化储能服务市场算法规则和储能调用机制，探索储能参与碳市场和绿证市场，疏解储能成本。此外，新型储能是重要的灵活性调节资源，盈利不能只靠电价政策，也应从运行角度考虑，容量电价实施需要做好前期规划。

　　坚持创新引领，持续提高技术竞争力及产业链安全水平。通过能源创新进一步加强关键技术攻关，补齐产业链短板，解决“卡脖子”问题，持续增强能源产业链自主可控能力。围绕新型电力系统建设，加快适应大规模高比例可再生能源友好并网的新一代电网、储能、源网荷储衔接等关键技术和核心装备的突破，加快储能技术、特别是大规模和超大规模的储能技术突破，以应对风光项目的不稳定性冲击。

　　中国能源新闻网记者　邱丽静