储能是全球各国共同关注的战略性新兴技术，我国长期以来高度重视储能技术与产业发展，自2017年国家五部委发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》以来，储能呈现良好发展态势，特别是碳达峰碳中和目标提出后，新型储能发展步伐提速。国家能源局公开数据显示，截至2023年6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模超过1733万千瓦/3580万千瓦时，平均储能时长2.1小时，其中2023年新投运装机约863万千瓦/1772万千瓦时，相当于此前历年累计装机规模总和。在储能规模增速超常规发展的过程中也伴随着利用成本高、应用效果小、使用效率低等诸多问题的产生。要解决储能发展的多重矛盾，需要认识其根本性的驱动因素，明确阶段性功能定位，需要抓住储能技术应用的本质，回归电力系统发展储能的初心。

　　驱动储能发展的根本因素是新能源的大规模开发利用。在常规电源占主导的电力系统中，系统调节能力充裕，储能仅作为辅助性的调节设施。在能源转型的大背景下，新能源大规模并网导致弃电矛盾突出，在系统调峰资源紧张时，储能调峰成为一种可选择的技术手段。在高比例新能源并网且煤电建设受限的情况下，电力供需紧张和峰谷差价推动了储能在电网侧和用户侧的利用。“双碳”目标提出后，我国不再限制各地新能源发展规模，实施可再生能源电力配额制下的保障性并网和市场化并网机制，新能源配建储能成为主流。当前，储能凭借其优越的特性广泛应用于电力系统发输配用各个环节，发展与利用的矛盾也在各个领域体现，因此往往忽略了推动储能发展的根本性因素，那就是新能源的大规模发展。储能应紧密地与新能源相结合，要回归到解决新能源发展利用过程中带来的问题和矛盾上来。

　　能源转型战略下储能的发展利用具有阶段性定位。国家发展改革委、国家能源局《关于加快推进新型储能发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕1051号)对抽水蓄能和新型储能做了总体定位，是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、促进能源高质量发展、支撑应对气候变化目标实现具有重要意义。推进实现“双碳”目标是一项长期性、系统性、战略性的任务，储能技术的应用伴随着能源转型的不同阶段具有不同的历史使命。一方面，要着眼于系统需求。电力保供、新能源消纳是当前阶段下的主要矛盾，系统迫切需要可靠的容量和深度的灵活调峰能力。另一方面，电力系统对储能的利用要结合储能自身技术的发展程度来把握。长周期、大容量、高安全、低成本的储能技术短期内难以突破，煤电仍然是基础保障性和系统调节性电源主力。面对系统级保供、大容量调峰要求，新型储能在技术、经济性还达不到大规模商业化应用的条件，只能作为系统调节的辅助措施。当前，新能源正由不可调电源向可调电源过渡，由新兴电源向主力电源过渡、由保障性收购向市场化交易过渡，由集中式开发向集中式与分布式并举过渡，因此，新型储能应找到当前阶段下的自身定位，即发挥技术优势重点满足过渡期内新能源发展利用的需求。

　　在技术层面，我国坚持储能技术多元化发展，鼓励通过技术创新探索适应系统需求的储能技术类型，目前形成了锂离子电池、先进压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能、固态电池储能等多种技术路线的储能。锂离子电池储能具有响应速度快、调节精度高、单体容量小、配置灵活、建设周期短、技术相对成熟等特点，在各类新型储能技术中占主导地位，占比超过90%。与锂离子电池储能等新型储能技术特征类似，以风电、光伏为主的新能源电站呈现单站容量小、项目数量大、开发周期短、布局分散、发电随机波动性强的特点。新型储能与新能源发电在技术特性上具有高度的契合互补优势，是其他灵活性资源难以在个性化、独立化、规模化方面兼具进行替代的有效调节手段。

　　经济性层面，早期，为争取新能源开发指标，规避投资风险，新能源电站多选择租赁储能，部分场站自建储能，但总体利用效率偏低。“十四五”以来，风电机组、光伏组件、锂离子电池造价持续降低，部分地区“新能源+储能”已具备平价上网条件。电网侧独立储能电站、用户侧储能主要以盈利为目的的商业化行为，市场化程度高、功能明确，权责利清晰。与电网侧、用户侧储能不同，新能源场站侧储能是新能源电站的成本性投入，充分发挥储能作用、服务新能源高质量发展、提高新能源整体效益，是储能价值的集中体现。

　　一是新型储能应成为辅助新能源纳入电力平衡的必要设施。新型电力系统的建设要在新能源安全可靠替代的基础上实施，安全可靠替代的前提是新能源具备可调度性和稳定可靠的容量输出能力。美国加州、得州，我国东北、湖南等地均出现过极端天气下或用电高峰时段新能源出力不足的情况，新能源发电不确定性导致的大装机、小电力已成为调度计划安排必须考虑的因素。目前新能源已分地区按不同容量比例纳入系统平衡，出力曲线主要依赖气象预测和历史数据，日前预测精度不足85%。高峰时段新能源纳入平衡值均低于预测值，主要目的是为防止新能源出力偏低，造成上备用不足，影响电力供应;低谷时段新能源纳入平衡值等于或略高于预测值，主要目的是防止新能源出力偏高，造成下备用不足，影响新能源消纳。冗余的开机不仅增加了电力系统运行成本，也增加了新能源的消纳压力。新能源配置储能可提高新能源发电的可计划性、可调度性，通过气象预测与可控调节相结合，使得纳入平衡的新能源发电容量由不确定到相对确定，在此基础上安排机组组合可最大程度实现经济调度并保障系统运行安全。若每个新能源电站均能够提供可信的发电容量，极端情况下电力可靠供应、常规情况下电力经济供应均可得到有效保障，新能源才能实现真正意义上的安全可靠替代。

　　二是新型储能应成为助力新能源履行主体电源责任的重要手段。2023年我国可再生能源装机历史性超过煤电装机，根据国家能源局发布的统计数据，截至2023年10月底，太阳能和风电装机容量约9.4亿千瓦，占全国累计发电装机容量33.5%，预计2030年前，风电、光伏将成为发电装机的主体、发电量增量主体。新能源作为装机主体应承担主力电源相应的责任，在《电力系统安全稳定导则》等国家标准中提出新能源场站应提供必要的惯量与短路容量支撑，35千伏及以上电压等级并网的风电、光伏均应具备一次调频功能。新版“两个细则”已将省级及以上电力调度机构直接调度的风电、光伏发电纳入与火电、水电同等的并网调度管理要求。以电力电子技术为基础的新能源场站为满足并网要求，需要进行技术改造和降容量运行，发电效果效益均受到影响。为最大化提升新能源场站发电效率并兼顾并网管理要求，应充分发挥储能的作用。储能具有四象限电力输出特性，可提供必要的容量支撑和一次调频能力，在协助新能源场站履行电源义务的同时，还可实现电压无功调节、抑制功率波动、优化电能质量，真正助力新能源场站实现友好型并网。

　　三是新型储能应成为支撑新能源全面参与电力市场的关键工具。国家发展改革委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改体改〔2022〕118号)提出构建适应新型电力系统的市场机制，到2030年，新能源全面参与市场交易。新能源参与电力市场是全球各个国家共同面对的难题，一方面，新能源发电具有随机波动性，市场交易组织困难，实际出力曲线与计划曲线偏差大，导致考核费用或履约成本较高;另一方面，新能源出力多集中在午时或夜间等负荷低谷时段，市场出清价格低甚至出现负电价，大大降低新能源发电收益。盈利能力直接关系到新能源的可持续发展，关系到能源转型的步伐，这也是谨慎推进新能源参与电力市场的重要原因。随着新能源成本快速下降以及装机规模的提升，推动新能源参与电力市场是大势所趋。新能源场站配建新型储能可有效提升发电计划准确性，减小新能源实时出力与计划曲线的偏差，可根据电力供需情况和气候变化灵活安排发电计划并调整市场报价。真正的市场主体是要成为市场活动的主动参与者和竞价者，做好储能的充放电策略，可化被动为主动，在一定程度上提升新能源电站入市交易的自主决策能力，微观上可实现新能源电站收益最大化，宏观上更是可推动整个电力市场建设。

　　四是新型储能应成为解决分布式电源并网消纳的重要措施。近年来，光伏组件成本大幅下降，分布式光伏开发流程简单，非技术成本低，装机呈现爆发式增长。2023年1~10月，我国新增分布式光伏装机6700万千瓦，同比增长90%，占光伏新增装机的52%。分布式光伏大量集中并网，部分地区午间时段出力占负荷比重超过40%，系统调峰压力激增，分布式光伏弃电、限电已不可避免。此外，分布式光伏多安装于配网末端，超配和电力返送导致配电变压器、配电线路过载，设备损耗加大，电能质量问题突出。系统调峰和配电网承载力已成为分布式光伏开发的双重约束。从能源开发利用来看，分布式发电就地消纳是最经济最高效的利用方式，一味地依靠大电网调峰和配网扩容升级改造势必增加整个系统调峰压力和供电成本。在配电网关键节点、关键线路上配置储能可充分发挥其杠杆调节作用，也更有利于发挥储能配置灵活的技术优势，减少占用大电网调峰资源，减少电能向上一级变压器返送，最大限度实现就地平衡，真正提高资源就地开发、就地就近利用水平。

　　推动储能发展的根本因素是新能源的大规模开发利用，我国“双碳”目标纵深推进，解决大规模、高比例新能源并网消纳问题需要从源、网、荷不同环节共同发力，储能的作用贯穿各环节之中，储能的利用既要落地系统层面更要落到新能源本身。当前，新能源配建储能已成为新型储能增量主体，应充分发挥自身优势，着眼未来应用需求，回归到服务我国新能源高质量发展这一根本目的上。