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新型储能与新能源协同发展存在的问题与建议
新型储能作为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，是推动构建绿色、高效、智能现代能源体系、保障电力安全可靠供应和电力行业高效可持续发展的必由之路。目前，我国新型储能规模化应用呈现良好发展势头，相关技术正广泛应用于各类场景，在技术研发、项目建设、商业模式探索、标准体系构建等方面取得较大进展。但由于相关的电价政策和市场机制不够完善，存在成本疏导不畅、“建而不用”、有效利用率不高等问题，还不能充分发挥其对电力系统的支撑作用。为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，应进一步加大政策支持，深化能源电力体制改革，不断细化丰富辅助服务市场机制，研究出台国家层面的新型储能价格疏导政策，完善相关标准规范，持续增强产业技术创新。
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进展情况
（一）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，装机达到14.5亿千瓦，占全国发电总装机超过50%。2023年至今，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%。
（二）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，急需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，加快推进先进储能技术规模化应用势在必行。
（三）新型储能与新能源协同发展相关支持政策不断完善
近三年来，国家发展改革委、国家能源局持续加强新型储能行业宏观引导，促进产业规模快速发展。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。
其中，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，积极支持用户侧储能多元化发展；鼓励围绕分布式新能源、微电网等其他终端用户，探索储能融合发展新场景；鼓励聚合利用不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，结合体制机制综合创新，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。为保障在基地的新能源发电利用率不低于90%和外送新能源电量占比不低于50%等条件下，输电通道能够稳定送电，基地需要配建新型储能与新能源协调运行，《新能源基地送电配置新型储能规划技术导则》首次明确新能源大基地送电配储规模。《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》提出，鼓励新能源配建储能在企业自愿条件下转为独立储能，支持通过部分容量独立、部分容量联合等多种方式参与电力市场，充分发挥新型储能价值；鼓励以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目；鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式。《关于促进新型储能并网和调度运用的通知（征求意见稿）》首次规定可接受调度的新型储能范围和提出优先调用新型储能试点示范项目。
（四）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。新能源鼓励或强制配储政策成为行业发展驱动力。同时，新型储能作为新型电力系统的重要组成部分，吸引了众多掌握技术、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。
（五）全国新型储能装机规模快速增长
随着可再生能源装机规模快速增长，电力系统对各类调节性资源需求迅速增长，新型储能项目加速落地，装机规模快速提升。最新数据显示，截至今年9月底，我国已建成投运新型储能项目累计装机规模达2123万千瓦，位居全球前列。其中，新能源侧和电网侧储能是增长主力。此外，从投资规模来看，按当前市场价格测算，新投运新型储能拉动直接投资超过300亿元。
存在的问题
（一）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，而是建立起相应的成本疏导途径，目前，新型储能收益普遍不足。一方面，新型储能市场机制和商业模式不成熟，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，但国家层面统一新型储能容量电价政策尚未出台。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”。有业内人士指出，华能在山东的储能项目，56%的收入来自新能源项目的租赁，即靠租金维持储能电站的生存，这同时意味着新能源项目要付出大量的租用储能电站的成本。
（二）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，是国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提出的2025年达到3000万千瓦目标的两倍。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。
（三）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、设备质量等原因影响，据统计，2022年新能源侧配置储能日均充放电次数仅为0.22次。另根据中电联发布的《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。这也与新能源利用率很高有关。根据国网能源研究院定量分析，按新能源利用率95%测算，在不考虑新增煤电灵活性改造、新型储能以及需求侧响应资源的情况下，2025年国家电网经营区调峰缺口达到8000万千瓦左右，2030年调峰缺口达到1.6亿千瓦左右。通过新能源优化配置储能，可以提升系统调节能力，支撑高比例新能源高效利用。而全额消纳通常是包括但不限于并网规模、网架结构、系统综合调节能力、调度运行安排等多种因素综合作用的结果。因此在缺乏新型储能等调节能力支撑的情况下，新能源利用率可能会受到影响。
有关建议
（一）做好顶层设计，科学规划新能源与储能
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。加快制定大型新能源基地、调节支撑电源和外送通道统筹规划配置、调度运用新型储能相关标准规范，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。
（二）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。此外，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。同时，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。
（三）坚持创新引领，持续增强技术竞争力及产业链的安全
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问题的解决，以应对风光项目的不稳定性冲击。
