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储能发展进入快车道
风电和光伏装机量的持续攀升，正有力推动我国能源结构向绿色低碳转型，并为新型储能技术的发展注入强劲动力。据统计，自2020年至2022年间，我国新型储能装机规模的年均增长率高达136.3%，展现出惊人的增长势头。步入2023年，这一趋势更是得到了进一步强化，新增投运装机规模相较于去年同期激增超过260%，达到了“十三五”末期装机规模的近十倍之多。根据国家能源局最新发布的数据，截至2023年第一季度末，全国新型储能项目的累计装机规模已达3530万千瓦/7768万千瓦时，相较于去年同期，实现了超过210%的增长幅度。
新型储能技术的迅猛发展，其背后的根本驱动力在于风能和太阳能资源的间歇性和不确定性。由于风光资源的自然属性，即出力受天气和时间因素影响较大，大规模接入电网的新能源对电力系统的稳定运行构成了前所未有的挑战。为了有效解决新能源消纳问题，确保电力系统的安全稳定运行，储能技术成为了不可或缺的关键环节。它不仅能够平滑新能源发电的波动性，还能在需求高峰时段提供紧急供电，从而大大提升了新能源的可调度性和整体电力系统的灵活性。因此，储能技术在促进新能源高效利用和深度融入电力系统中，发挥着至关重要的作用。 
储能行业真正的转捩点源自于风电和光伏企业的推动。据资深光伏项目投资者卢洋向中国城市报记者透露，储能市场的蓬勃发展始于2020年，彼时，国内多个省份相继颁布政策，明确要求大型光伏发电站需按照特定的比例配套建设储能设施。这些政策因地制宜，导致光伏与储能的装机容量比从宽松的20:1到更为紧密的5:1不等。基于2020年集中式光伏新增装机量约33吉瓦的数据，这直接催生了7吉瓦的储能项目需求。值得注意的是，相比之下，2019年全球储能新增装机总量还不到1吉瓦，凸显出中国市场在储能领域中的爆发力。
到了2024年，新型储能技术首次在《政府工作报告》中占据一席之地，这标志着它已成为支撑新型电力系统的核心要素，在新能源占比日益增加的背景下，其战略地位愈发凸显。随着可再生能源的迅速扩张，电力系统对于灵活调节的需求水涨船高。为提高新型储能的利用率及其在电力系统中的调节效能，国家能源局秉持“问题导向、系统观念”的原则，制定并发布了《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》。这份通知旨在建立新型储能并网标准，优化调度机制，对电网运营商、电力调度机构以及储能项目业主提出了具体指导，力求实现新型储能的高效整合与应用，进一步推动电力系统的现代化与智能化升级。
多地探索新型储能
近年来，新型储能设施的建设在中国呈现出显著的加速和规模化发展趋势。据中国城市报记者综合各类信息源，全国范围内已有超过20个省份制定了新能源项目配套储能的具体要求，配置比例在5%至20%之间，储能时长则设定在2到4小时不等。部分地区如河北、湖北、安徽、天津、甘肃等，调高了储能设施的配置比例，而贵州、甘肃等地则延长了储能时长的标准。同时，包括浙江、河南、河北、广西、山东、湖南在内的多个省份，已经开始推动分布式储能系统的部署。截至2023年末，全国有26个省份设定了2025年的新型储能装机目标，总规模预计将达到81吉瓦，这远远超过了国家层面最初设定的30吉瓦装机容量目标。
在政策和市场需求的双轮驱动下，各地方政府和企业积极投入新型储能领域，竞相推进储能项目的建设和运营。例如，广东省在2023年发布的《政府工作报告》中，特别强调了该省在新型储能产业上的重大进展，包括一系列推动产业发展的政策出台，以及国家与地方共建的新型储能创新中心成立。广东省内，有100个新型储能项目正在建设中，总投资额达到2290亿元人民币。
新型储能领域仍是蓝海
尽管新型储能技术在我国发展势头迅猛，但其利用率偏低及盈利模式尚待成熟，构成了制约其规模化扩张的主要障碍。针对利用率不高的问题，业内专家建议相关部门应出台专门政策，以“源网荷储”一体化理念，根据不同场景和需求优化配置储能资源。具体而言，电源侧项目应依据调峰、调频和消纳的实际需求配置储能；电网侧项目，则应在负荷密集或传输瓶颈区域，根据电网重过载状况，部署共享储能设施；而对于用户侧项目，则应基于经济效益考量，灵活选择多样化的储能方案。所有储能项目需与相关电力设施协同规划，确保同步建设和投运，以提升整体效率和协同效应。
在盈利模式构建上，合理的市场价格机制被视为关键所在。当前，储能市场的运营模式尚未完全确立，项目回报机制缺乏明确性，成本回收难以通过市场途径实现。随着我国电力市场改革的不断深化，亟需建立健全一套能够让各类调节资源公平竞争的价格体系和市场规则。唯有如此，才能真正激发储能产业的活力，推动其走向市场化、可持续的发展路径。具体措施包括：结合新型储能参与市场运行的实际情况，进一步优化其在现货市场和辅助服务市场的参与机制，探索新型储能参与现货市场和二次调频市场的新模式，拓宽储能商业化的盈利渠道，借助市场化手段引导储能产业健康、有序地发展壮大。
