1.2.2　储能是新型电力系统的重要组成部分

新型电力系统与传统电力系统相比最大的差异就是新能源在其电源结构中占主体地位。截至2023年年底，我国并网风电、太阳能发电装机容量合计为10.5亿千瓦，约占总装机容量的36%；风电、太阳能发电合计发电量为1.47万亿千瓦时，约占全国发电总量的15.8%。据测算，在“双碳”目标下，2030年我国风电、光伏发电装机容量可能突破18亿千瓦，发电量占比将超过25%。2060年我国风电、光伏发电装机容量将超过60亿千瓦，发电量占比将超过70%。与传统化石能源相比，新能源（尤其是风电和光伏发电）的最显著特征就是其发电具有间歇性和波动性。未来，随着风光电大规模、高比例接入电网，势必会对电网的安全稳定运行带来重大挑战。储能由于具有平抑波动、削峰填谷的功能，被行业寄予厚望。储能的作用可以通俗地理解为“充电宝”，在风光出力大或者用电低谷时充电，在风光出力小或者用电高峰时放电。它既能平滑不稳定的风光电，促进新能源消纳，又能配合常规火电、核电等电源，为电力系统运行提供调峰调频等辅助服务，提高电力系统的灵活性。

中央和地方高度重视储能装备建设，出台各项政策引导储能产业健康、快速发展。2021年2月，《国家发展改革委 国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（以下简称《意见》）发布，提出在源网荷储一体化实施路径方面，要通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径，主要包括区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级“源网荷储一体化”等具体模式。《意见》明确，在多能互补实施路径方面，要利用存量常规电源，合理配置储能，统筹各类电源规划、设计、建设、运营，优先发展新能源，积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探索增量“风光储一体化”，严控增量“风光火（储）一体化”。2021年7月，《国家发展改革委　国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》发布，提出到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦以上。2021年9月，国家能源局正式发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，提出到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。2022年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，要求到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。

在地方层面，据不完全统计，目前已有23个省份发布了新能源配置储能的政策。《内蒙古自治区2021年风电项目竞争配置工作方案》中就要求，电化学储能容量应不低于项目装机容量的15%（2小时），充放电不低于6000次（90%DOD），单体电芯容量不低于150Ah，需要具备电芯式试验报告，采用先进消防系统，配置能量管理系统。