储能（包括抽水蓄能和新型储能）对于推动落实碳达峰、碳中和目标和保障建设以新能源为主体新型电力系统安全运行具有关键作用，是保障新能源大规模发展和我国能源安全的重要支撑。在现有资源条件、技术水平和政策条件下，如何推动储能快速发展，是当前能源电力行业发展面临的一个现实和紧迫的问题。
一、建设新型电力系统要求推动储能跨越式发展
（一）新型电力系统建设对储能发展提出了高要求
新型电力系统将呈现高比例新能源特性，风光等新能源发电具有较强的随机性、波动性和间歇性，随着新能源发电占比迅速提高，需大力推进储能规模化应用。截至2020年底，我国储能累计装机规模3560万千瓦，其中抽水蓄能装机容量3180万千瓦，电化学储能总容量327万千瓦。为实现碳达峰目标，初步测算，到2030年我国新能源装机将达到15-17亿千瓦，发电量超2.7万亿千瓦时，占总发电量约25%，需要配置储能设施3亿千瓦以上，这对储能发展提出了很高要求。
（二）新型储能成本快速下降，将在新型电力系统建设中发挥重要作用
在生产规模、制造工艺不断提升以及储能系统高度集成化发展的驱动下，自2012年以来锂电池储能系统成本已下降75%，2020年已经降至约1500元/千瓦时，基本达到储能系统经济性拐点。随着新型储能技术不断突破、商业化应用逐渐成熟，未来仍有较大的成本下降空间，新型储能具有良好的盈利前景。新型储能具有调节响应速度快、建设周期短、开发规模受资源条件约束小等优势，将在新型电力系统建设中发挥重要作用。
（三）国家出台支持政策，储能行业迎来发展良机
4月21日，国家发改委、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（征求意见稿）》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，大力推进电源侧储能项目建设、积极推动电网侧储能合理化布局、积极支持用户侧储能多元化发展。4月30日，国家发改委又发布了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，提出了优化抽水蓄能两部制电价政策，以竞争性方式形成电量电价，完善容量电价核定机制，建立抽水蓄能容量电费纳入输配电价回收的机制。在国家政策支持下，“十四五”期间我国储能行业将迎来爆发式增长。
二、运营机制不健全和安全事故频发制约新型储能发展
（一）储能电站运营机制不健全，新能源电站配建储能政策仍存争议
今年以来，全国已有超过10个省份公开发布文件，要求新建新能源电站配置相应比例的储能，常见配储规模在10%—20%之间。例如，山东省要求新建光伏项目的储能配置按项目装机规模20%考虑；山西省建议新增光伏发电项目配备15%—20%的储能；贵州省要求光伏发电项目在送出消纳受限区域，需配备10%的储能设施；海南省要求集中式光伏发电平价上网项目配套建设10%的储能装置。但是，由于新能源电站配套储能运营机制不完善，目前全国新能源电站储能设备利用率普遍较低，难以回收投资成本，新能源电站强制配套储能政策仍然存在争议。
（二）储能电站安全事故时有发生，标准不健全和管理不规范是根本原因
安全问题是制约储能行业快速发展的重要因素。近年来电化学储能电站安全事故时有发生，国内外已总计发生30多起储能电站起火事故，造成财产损失和人员伤亡。今年4月16日，北京一座储能电站发生起火和爆炸，是国内首次有官方信息披露的造成人员死亡的储能电站安全事故。韩国近年在可再生能源证书奖励政策的激励下，电化学储能装机规模急剧增长，储能电站安全事故频繁发生。2017年8月—2019年6月，韩国共发生23起储能电站火灾事件。今年4月6日，韩国又发生一起光伏电站储能系统火灾事故。相对来说，欧美国家储能电站管理较为规范，事故率相对较低。
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【责任编辑：刘澄谚 】
