新型儲能是新能源發展過程中的關鍵一環及支撐新型電力系統的關鍵技術。目前，我國新型儲能規模化應用呈現良好發展勢頭，但仍存在成本疏導不暢、“建而不用”、有效利用率不高等問題，還需進一步發力，推動新型儲能與新能源協同發展，實現新能源更大范圍、更多場景的應用。
新型儲能發展勢頭良好
新能源加快步入高質量發展新階段。我國可再生能源的大規模發展有力促進了以風電、光伏發電為代表的新能源技術的快速進步、成本快速下降和經濟性顯著提升，風電、光伏發電已全面進入平價無補貼、市場化發展的新階段。國家能源局最新數據顯示，可再生能源已成為我國保障電力供應的新力量，總裝機達到14.5億千瓦，占全國發電總裝機超過50%。2023年，可再生能源發電量3萬億千瓦時，約占全社會用電量的三分之一；風電、光伏發電量已超過同期城鄉居民生活用電量，占全社會用電量比重突破15%。
大力發展新型儲能是新能源裝機規模快速擴張的必然要求。與常規電源相比，新能源發電單機容量小、數量多、布點分散，且具有顯著的間歇性、波動性、隨機性特征。隨著新能源裝機持續增長，系統調節能力不足問題逐漸凸顯，電力電量平衡、安全穩定控制等面臨前所未有的挑戰。要在保障電力安全的前提下，接受、消納占比迅速提高的風光發電電量，亟須大力發展各類儲能以彌補電力系統靈活性調節能力缺口。而較之于傳統的抽水蓄能，新型儲能選址靈活、建設周期短、響應快速靈活，與新能源開發消納的匹配性更好，優勢逐漸凸顯。
新型儲能與新能源協同發展相關支持政策不斷完善。近年來，國家發展改革委、國家能源局先后出臺了《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》《“十四五”新型儲能發展實施方案》《新型儲能項目管理規范（暫行）》《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》《關于促進新型儲能并網和調度運用的通知（征求意見稿）》等一系列政策，開發建設全國新型儲能大數據平臺，初步建立了全國新型儲能行業管理體系，統籌推動全國新型儲能試點示范，為新型儲能技術創新應用和產業高質量發展奠定了基礎。
各地政府、有關企業發展新型儲能技術、產業和示范應用的積極性空前高漲。截至目前，我國已有超過20個省份發布了新能源配置儲能政策，要求配儲比例在5%~30%之間，時長多以2~4小時為主。同時，新型儲能作為新型電力系統的重要組成部分，吸引了眾多具備技術、資金與業務優勢的能源企業布局。多家企業已經在積極探索鋰離子電池、液流電池、壓縮空氣、鈉離子電池、氫能等多種新型儲能技術的應用，并打造“新能源+儲能”模式，開展“光伏+鋰離子電池”“風電+飛輪儲能”等技術示范應用，以加快提升新能源可靠替代能力。
對電力系統支撐作用未充分發揮
市場機制與價格機制不完善。新能源配儲發展的關鍵不在于時長、比例，而在于建立起相應的成本疏導途徑。目前，新型儲能收益普遍不高。一方面，新型儲能市場機制和商業模式不夠成熟，其技術優勢無法通過電力市場充分發揮價值，可以實際參與交易的品種仍然有限，導致儲能項目盈利困難。另一方面，目前我國已有多地探索建立新型儲能容量電價機制，但國家層面尚未出臺統一的新型儲能容量電價政策。同時，新型儲能建設運行成本不能通過輸配電價疏導，成本多由新能源電站單一主體“買單”。
部分地方新型儲能項目“建而不用”。中國電力企業聯合會發布的《新能源配儲能運行情況調研報告》顯示，截至2022年12月，全國已有近30個省份出臺了“十四五”新型儲能規劃或新能源配置儲能文件，發展目標合計超過6000萬千瓦，是國家能源局《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》提出的2025年達到3000萬千瓦目標的2倍。需要注意的是，受市場環境變化、行業標準缺失等因素影響，當前部分儲能項目盈利水平不高，存在新型儲能規劃與實際裝機差距較大、“建而不用”等問題。還有部分地方調度部門“嫌棄”新型儲能規模小、“不愿調”，難以充分發揮儲能系統的調節作用。
新能源配建儲能的實際利用率不高。部分地方不少新建的新能源項目都配置了儲能電站，但由于主動支撐等能力不足，利用率普遍偏低。受收益模式不明確、設備質量等因素影響，2022年新能源側配置儲能日均充放電次數僅為0.22次。另根據《新能源配儲能運行情況調研報告》，新能源配儲在棄電期間至多一天一充一放運行，個別項目存在僅部分儲能單元被調用，甚至基本不調用的情況，所調研電化學儲能項目平均等效利用系數為12.2%，而新能源配儲系數僅為6.1%，相比火電廠配儲15.3%、電網側儲能14.8%、用戶側儲能28.3%的利用系數，顯然，新能源配儲整體調用情況不理想。
力促新型儲能系統示范應用
做好頂層設計，科學規劃新能源與儲能發展。推動價格疏導，研究出臺國家層面的新型儲能兩部制電價政策，提升市場主體創新活力。按照“誰受益、誰付費”的原則，建立合理的成本分攤和疏導機制，推動各類市場主體共同分攤新型儲能建設成本。統籌推進大型新能源基地、調節支撐電源和外送通道規劃建設，加快制定完善新型儲能參與調度運用的相關標準規范，創新消納政策機制。通過“風光火儲”一體化模式加快推動新型儲能發展。加強源網荷儲一體化協調發展，推動新型儲能系統示范應用，大力發展“新能源+儲能”模式，支持新能源合理配置儲能，鼓勵建設集中式共享儲能設施，推動“風光儲”一體化項目建設。同時，加大支持新型儲能發展的財政、金融、稅收、土地等政策力度。
堅持市場導向，鼓勵新能源配建儲能參與電力市場交易。建立能夠反映電力資源稀缺屬性的電價機制，加快電力現貨市場建設，引導配建儲能參與電力現貨市場，豐富新型儲能參與的交易品種，發揮配建儲能和新能源電站的整體聯動作用，實現新能源項目的效益最大化。同時，進一步深化能源電力體制改革，優化儲能服務市場算法規則和儲能調用機制，探索儲能參與碳市場和綠證市場，疏解儲能成本。此外，新型儲能是重要的靈活性調節資源，盈利不能只靠電價政策，也應從運行角度考慮，容量電價實施需要做好前期規劃。
堅持創新引領，持續提高技術競爭力及產業鏈安全水平。通過能源創新進一步加強關鍵技術攻關，補齊產業鏈短板，解決“卡脖子”問題，持續增強能源產業鏈自主可控能力。圍繞新型電力系統建設，加快適應大規模高比例可再生能源友好并網的新一代電網、儲能、源網荷儲銜接等關鍵技術和核心裝備的突破，加快儲能技術、特別是大規模和超大規模的儲能技術突破，以應對風光項目的不穩定性沖擊。
新型儲能發展勢頭良好
新能源加快步入高質量發展新階段。我國可再生能源的大規模發展有力促進了以風電、光伏發電為代表的新能源技術的快速進步、成本快速下降和經濟性顯著提升，風電、光伏發電已全面進入平價無補貼、市場化發展的新階段。國家能源局最新數據顯示，可再生能源已成為我國保障電力供應的新力量，總裝機達到14.5億千瓦，占全國發電總裝機超過50%。2023年，可再生能源發電量3萬億千瓦時，約占全社會用電量的三分之一；風電、光伏發電量已超過同期城鄉居民生活用電量，占全社會用電量比重突破15%。
大力發展新型儲能是新能源裝機規模快速擴張的必然要求。與常規電源相比，新能源發電單機容量小、數量多、布點分散，且具有顯著的間歇性、波動性、隨機性特征。隨著新能源裝機持續增長，系統調節能力不足問題逐漸凸顯，電力電量平衡、安全穩定控制等面臨前所未有的挑戰。要在保障電力安全的前提下，接受、消納占比迅速提高的風光發電電量，亟須大力發展各類儲能以彌補電力系統靈活性調節能力缺口。而較之于傳統的抽水蓄能，新型儲能選址靈活、建設周期短、響應快速靈活，與新能源開發消納的匹配性更好，優勢逐漸凸顯。
新型儲能與新能源協同發展相關支持政策不斷完善。近年來，國家發展改革委、國家能源局先后出臺了《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》《“十四五”新型儲能發展實施方案》《新型儲能項目管理規范（暫行）》《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》《關于促進新型儲能并網和調度運用的通知（征求意見稿）》等一系列政策，開發建設全國新型儲能大數據平臺，初步建立了全國新型儲能行業管理體系，統籌推動全國新型儲能試點示范，為新型儲能技術創新應用和產業高質量發展奠定了基礎。
各地政府、有關企業發展新型儲能技術、產業和示范應用的積極性空前高漲。截至目前，我國已有超過20個省份發布了新能源配置儲能政策，要求配儲比例在5%~30%之間，時長多以2~4小時為主。同時，新型儲能作為新型電力系統的重要組成部分，吸引了眾多具備技術、資金與業務優勢的能源企業布局。多家企業已經在積極探索鋰離子電池、液流電池、壓縮空氣、鈉離子電池、氫能等多種新型儲能技術的應用，并打造“新能源+儲能”模式，開展“光伏+鋰離子電池”“風電+飛輪儲能”等技術示范應用，以加快提升新能源可靠替代能力。
對電力系統支撐作用未充分發揮
市場機制與價格機制不完善。新能源配儲發展的關鍵不在于時長、比例，而在于建立起相應的成本疏導途徑。目前，新型儲能收益普遍不高。一方面，新型儲能市場機制和商業模式不夠成熟，其技術優勢無法通過電力市場充分發揮價值，可以實際參與交易的品種仍然有限，導致儲能項目盈利困難。另一方面，目前我國已有多地探索建立新型儲能容量電價機制，但國家層面尚未出臺統一的新型儲能容量電價政策。同時，新型儲能建設運行成本不能通過輸配電價疏導，成本多由新能源電站單一主體“買單”。
部分地方新型儲能項目“建而不用”。中國電力企業聯合會發布的《新能源配儲能運行情況調研報告》顯示，截至2022年12月，全國已有近30個省份出臺了“十四五”新型儲能規劃或新能源配置儲能文件，發展目標合計超過6000萬千瓦，是國家能源局《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》提出的2025年達到3000萬千瓦目標的2倍。需要注意的是，受市場環境變化、行業標準缺失等因素影響，當前部分儲能項目盈利水平不高，存在新型儲能規劃與實際裝機差距較大、“建而不用”等問題。還有部分地方調度部門“嫌棄”新型儲能規模小、“不愿調”，難以充分發揮儲能系統的調節作用。
新能源配建儲能的實際利用率不高。部分地方不少新建的新能源項目都配置了儲能電站，但由于主動支撐等能力不足，利用率普遍偏低。受收益模式不明確、設備質量等因素影響，2022年新能源側配置儲能日均充放電次數僅為0.22次。另根據《新能源配儲能運行情況調研報告》，新能源配儲在棄電期間至多一天一充一放運行，個別項目存在僅部分儲能單元被調用，甚至基本不調用的情況，所調研電化學儲能項目平均等效利用系數為12.2%，而新能源配儲系數僅為6.1%，相比火電廠配儲15.3%、電網側儲能14.8%、用戶側儲能28.3%的利用系數，顯然，新能源配儲整體調用情況不理想。
力促新型儲能系統示范應用
做好頂層設計，科學規劃新能源與儲能發展。推動價格疏導，研究出臺國家層面的新型儲能兩部制電價政策，提升市場主體創新活力。按照“誰受益、誰付費”的原則，建立合理的成本分攤和疏導機制，推動各類市場主體共同分攤新型儲能建設成本。統籌推進大型新能源基地、調節支撐電源和外送通道規劃建設，加快制定完善新型儲能參與調度運用的相關標準規范，創新消納政策機制。通過“風光火儲”一體化模式加快推動新型儲能發展。加強源網荷儲一體化協調發展，推動新型儲能系統示范應用，大力發展“新能源+儲能”模式，支持新能源合理配置儲能，鼓勵建設集中式共享儲能設施，推動“風光儲”一體化項目建設。同時，加大支持新型儲能發展的財政、金融、稅收、土地等政策力度。
堅持市場導向，鼓勵新能源配建儲能參與電力市場交易。建立能夠反映電力資源稀缺屬性的電價機制，加快電力現貨市場建設，引導配建儲能參與電力現貨市場，豐富新型儲能參與的交易品種，發揮配建儲能和新能源電站的整體聯動作用，實現新能源項目的效益最大化。同時，進一步深化能源電力體制改革，優化儲能服務市場算法規則和儲能調用機制，探索儲能參與碳市場和綠證市場，疏解儲能成本。此外，新型儲能是重要的靈活性調節資源，盈利不能只靠電價政策，也應從運行角度考慮，容量電價實施需要做好前期規劃。
堅持創新引領，持續提高技術競爭力及產業鏈安全水平。通過能源創新進一步加強關鍵技術攻關，補齊產業鏈短板，解決“卡脖子”問題，持續增強能源產業鏈自主可控能力。圍繞新型電力系統建設，加快適應大規模高比例可再生能源友好并網的新一代電網、儲能、源網荷儲銜接等關鍵技術和核心裝備的突破，加快儲能技術、特別是大規模和超大規模的儲能技術突破，以應對風光項目的不穩定性沖擊。
