政策“组合拳”发力可再生能源消纳
在去年底召开的2022年全国能源工作会议上，国家能源局敲定了2022年能源工作七大重点任务，其中多次提及“储能”，如加强抽水蓄能等调峰电站建设，推进煤电灵活性改造，推动新型储能发展，优化电网调度运行方式；推动新型储能规模化
市场化发展，探索氢能、综合智慧能源服务发展新模式。
1个月后，
山东省召开第十三届人民代表大会第七次会议，提出加快构建以新能源为主体的新型
电力系统，推进新型储能规模化发展。
过去，山东省曾因煤炭消费占比高、煤电装机占比高的“两高”
问题被批评。因此，近几年山东积极发展新能源，将新型储能纳入山东能源发展“十四五”规划，出台全国首个储能示范应用实施意见，发布2022年度总规模超3GW的29个储能示范项目……截至2022年年初，山东省电化学储能总装机规模达76万千瓦，相对完整的储能产业链基本建成。
山东省推动储能发展的实践其实是不少地方的缩影。受新型电力系统目标影响，近年来，多省（区、市）以“双碳”目标为抓手，积极响应相关指导意见，从产业链、应用推广等方面加快储能业务布局，倒逼储能环节尽快取得突破。
实际上，储能并不是一件新鲜事。陈海生向记者介绍，从发展历程及趋势来看，我国发展储能已有约15年的时间，历经技术验证（2000～2010年）、示范应用（2011～2015年）、商业化初期（2016～2020年）阶段，目前已经进入规模化、产业化发展新阶段（2021～2025年）。
一般来说，主要的储能方式包括抽水蓄能、传统压缩空气储能、电化学储能、熔融盐储能等。众多储能技术中，抽水蓄能使用规模最大、技术最成熟、成本也最低，其原理也很容易理解，就是在用电低峰期将水从低处抽到高处，在用电高峰期再将高处的水放下，利用高度差产生的重力势能推动水轮发电机发电。
在体量上看，抽水蓄能的累计装机规模占比约为90%。大规模抽水蓄能可应用于电力调峰，转换效率可达70%～80%。但这一技术的短板在于对选址环境、地形条件及水文环境要求较高，建设周期长达3～5年，响应速度基本在分钟级别。
除抽水蓄能外，以输出电力为主并对外提供服务的储能项目都算是新型储能。其中，电化学储能响应速度更快，可达百毫秒级，由于搭载了锂电池、铅酸电池等，拥有更高的能量密度和转换效率，场景应用、建设周期更为灵活，更适合应用于一次调频，增长潜力较大。
近日，中国能源研究会储能专委会、中关村储能产业技术联盟发布的《储能产业研究白皮书》显示，2021年，中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破10GW。其中，抽水蓄能新增规模8GW，同比增长437%；新型储能新增规模2.4GW，同比增长54%；新型储能中，锂离子电池和压缩空气均有百兆瓦级项目并网运行。
根据这组数据可以判断，2021年，储能迎来了新的发展阶段。与此同时，2021年出台的诸多储能相关的鼓励
政策文件，也让大家吃了“定心丸”。
根据陈海生分析，“十三五”时期，储能经历了最为波动的发展阶段。2017年，储能指导意见应需落地，提升了储能市场应用活跃度。2018年，我国储能产业呈暴发式增长，当年新增投运新型储能装机规模达到882.9MW，国内已投运新型储能累计装机规模也首次突破GW。但进入2019年以来，我国新增投运新型储能项目装机规模仅为838MW。
“经历了高速增长之后，我国储能技术应用进入了调整期。”陈海生表示，2020年在“双碳”目标背景下，储能作为构建零碳电力系统的关键组成部分，迎来了重大发展机遇。
为加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，促进储能技术快速发展，国家能源局于2020年12月印发了首批科技创新（储能）试点示范项目，示范项目分别采用了电化学储能、物理储能、储热等多种技术类型，并覆盖了储能的主要应用场景，示范效应明显。
抽水蓄能方面，为适应新型电力系统建设和大规模高比例新能源发展需要，2021年9月，国家能源局发布《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较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。
新型储能也迎来了新一轮的发展周期。2021年7月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，首次从国家层面明确了新型储能的装机目标。意见提出“两步走”策略：到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上；到2030年，实现新型储能全面市场化发展。
2022年1月，两部门又发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，进一步明确了新型储能的发展目标，细化了重点任务，提升了规划落实的可操作性，为加快推动新型储能规模化、产业化和市场化发展提供了指导。
地方也闻风而动。继国家层面发布新型储能实施方案后，《
河北省“十四五”新型储能发展规划》印发，提出构建具有更强新能源消纳能力的新型电力系统。到2025年，全省布局建设新型储能规模400万千瓦以上，具备规模化商业化应用条件。
产业的快速有序发展离不开国家对储能项目的规范管理。为此，2021年9月，国家能源局印发《新型储能项目管理规范（暂行）》，明确电网企业应公平无歧视为新型储能项目提供电网接入服务，引导新型储能项目科学合理投资和建设。
储能作为一种重要的电网灵活性调节资源，直接制约着可再生能源的并网进度。
“实现碳达峰关键在促进可再生能源发展，促进可再生能源发展关键在于消纳，保障可再生能源消纳关键在于电网接入、调峰和储能。”2021年8月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，正式明晰了发电端灵活性资源建设的逻辑。
根据通知，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模，符合一定配建调峰比例的可享受优先并网等优惠政策。
实际上，为了解决风、光渗透率提升带来的电网调峰调频压力，近两年来，可再生能源配备储能的应用模式已成为大势所趋，不少地方关于新能源强制配备储能措施的要求越来越明朗，有的出台明文规定，有的在新能源竞价的招标方案中提出要求。
据记者不完全统计，2020年，全国约有17个省（区、市）陆续出台了鼓励或强制新能源场站配置储能的文件；2021年以来，已有超过20个省（区、市）提出了“风光储一体化”。从政策来看，各地要求的储能配置比例不尽相同，大致为5％～20％，一般要求储能时长为2小时。
此外，一系列利好储能的政策也密集释放。如国家发展改革委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》《关于进一步完善分时电价机制的通知》等，核心目标都是为了促进可再生能源消纳，推进“双碳”目标实现。
