国家发改委、国家能源局联合印发了《“十四五”新型储能发展实施方案》（简称《方案》），明确提出到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，新型储能实现全面市场化发展。《方案》作出了推动“十四五”新型储能规模化、产业化、市场化发展的总体部署，通过源—网—荷三侧协同发力，促进新型储能与电力系统各环节融合发展，支撑新型电力系统建设。

新型储能将大规模发展，适应规模化需求的长时储能系统需加快部署，多元化的储能技术耦合发展，同时面临体制机制不完善、缺乏有效的成本疏导机制、技术安全标准体系不健全等问题。

开展多元化储能试点示范

开展大容量、长周期、多元化新型储能相关技术研发及示范应用。一方面，风电、光伏出力可靠性低，特别是极端恶劣天气频繁出现，2020年冬季，我国西北地区在一次冷空气间歇期中，风电低出力达到120小时，光伏冬季低出力持续时间更长。单一依靠短时储能的系统可能无法满足高比例新能源的接入；另一方面，远期季节性调节需求增大，新能源发电与用电存在季节性不匹配，夏、冬季用电高峰期的新能源出力低于平均水平，而春、秋季新能源大发时的用电水平处于全年低谷。现有的储能技术只能满足日内调节需求，在新能源高占比情景下，季节性消纳矛盾更加突出，因此需要推动高安全、大容量、长周期、低成本储能技术研发及示范应用落地；再一方面，例如新疆南疆新能源主要为光伏，北疆新能源品种较为丰富，新能源因资源分布对区域电网影响也有差异，对储能的需求也不尽相同，因此亟需发展多元化新型储能，以满足大规模新能源发展需要，如可开展压缩空气、液流电池、飞轮、光热、氢（氨）等储能技术试点示范。

大型新能源基地推动新型储能示范试点。新疆荒漠化面积111.6万平方千米，其中重度荒漠化面积77.6万平方千米，约占全疆总面积的48%，丰富的新能源资源为大型新能源基地建设奠定了基础。目前，国家发改委已批准新疆沙漠戈壁荒漠化风电、光伏540万千瓦，后期根据直流外送通道建设规划，将在天山北麓、古尔班通古特沙漠集中开发大规模新能源，新型储能在电源侧实现大规模发展势在必行。

规模化推进新型储能发展

大力支持电源侧储能发展。推动保障性并网新能源项目同步建设储能设施，引导市场化并网新能源配套建设储能设施。应大力支持电源侧储能，主要应用于沙漠戈壁荒漠大型风电、光伏基地配置储能，优先并网、科学调度。结合山东共享储能应用模式，支持电源侧共享储能建设，对同一县（市）或资源区域内单体场站规模较小、接入同一汇集站的新能源项目，鼓励在汇集站低压侧建设共享储能设施。将电源侧储能作为系统调节资源进行统筹利用，最大限度发挥其系统调节价值，不应盲目无序推进“三个一体化”，追求局部优化，造成调节资源分散利用，加剧电力供需和可再生能源消纳矛盾。

合理布局电网侧储能。科学引导电网侧独立储能电站发展。电网侧独立储能电站作为调节资源，有利于提高电网安全稳定运行水平，具有公共属性。应统筹规划，重点引导在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入、调峰调频困难和电压支撑能力不足等关键电网节点布局建设。稳妥开展电网侧替代性储能示范应用。电网侧替代性储能作为电网电气元件，有利于提升电网供电保障能力、安全水平和资产利用效率。应因地制宜在电网延伸困难的偏远地区、站址和走廊资源紧张地区、电网末端、配电网薄弱及新能源高渗透率接入、应急保障和重要负荷供电保障能力不足等地区，稳妥推进试点示范项目建设。

推进用户侧储能灵活多向发展。应重点支持重要用户配置储能，作为自备应急电源的组成部分；支持大数据中心、5G基站、充电桩（站）等新型基础设施配置储能，提高用能质量，降低用能成本；支持分布式新能源、微电网配置储能，实现源网荷储一体化协同发展；支持用户侧储能、电动汽车采用虚拟电厂等形式聚合应用，最大限度挖掘调节潜力。

完善体制机制建设

新型储能参与电力市场机制待完善。《方案》明确鼓励储能通过电力市场疏导成本、获取收益。目前，国家相关规则已明确允许储能参与调峰调频辅助服务、中长期交易等市场，但还未出台储能参与市场的身份认定、准入条件和交易机制等细则，总体上储能参与电力市场的建设进程相对滞后于储能自身快速发展的需求。

新型储能投资成本疏导机制待完善。电源侧和用户侧支持政策已经明确，电源侧重在鼓励新能源配置储能，支持优先并网（纳入新能源的电价进行疏导，主要是鼓励新能源配置储能优先上网）；用户侧主要是健全分时电价、扩大峰谷价差，为储能发展创造空间。电网侧价格政策还未落地，能源主管部门提出“建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”的导向性原则，但价格主管部门尚未出台可操作的政策文件，尚未允许将储能纳入输配电价核价范围，更未明确认定程序、核价方式及参数等细则。

健全技术标准体系

目前，电力储能技术标准体系已初步建立，但目前储能并网及安全方面的技术标准亟需优化完善。储能系统标准体系不完善，无法保证储能产品质量与安全，直接影响储能产业健康、快速发展。

并网技术标准待完善。储能部分标准制定时间较早，受当时技术水平和运行经验限制，动态响应特性、故障穿越能力等涉网指标要求偏低。部分标准在信息接入要求、接入电压等级、功率因数调节范围等技术指标方面存在不一致的问题，导致标准执行存在困难。部分涉及新能源储能联合运行、聚合调控等新业态方面的技术和管理标准缺失，亟需加快制定。

安全相关标准待完善。储能在设备及试验、规划设计、并网调度、运行维护等分支领域的技术标准相对完整，可基本满足电化学储能工程建设需求，但应及时修订并补充完善；而在施工及验收、检修、安全环保等分支领域尚缺失核心标准，对电化学储能工程实施及后期运行的安全把控还存在薄弱环节，需重点补充。

相关建议

一是结合不同场景开展多元化储能示范试点。结合各地区资源禀赋、地质条件差异、负荷特性、供需形势等，开展不同时间尺度、不同技术路线的多元化新型储能选择，差异化推进不同场景试点示范。

二是综合分析研判规模化推进储能路径。当前储能应用尚处在示范推广阶段，以电源侧储能为主。随着储能技术进步和电力市场的不断完善，储能应用规模不仅在既有的领域有所拓展，而且将以新的业态融入更加细化的环节。

三是完善市场建设和成本疏导机制。为加快推动储能布局落地，推动出台支持储能参与市场化交易的实施方案，结合不同类型储能成本和系统支撑作用，研究差异化支持政策和价格形成机制，创新开展不同应用场景储能的商业模式。

四是健全新型储能技术标准体系。建立健全覆盖储能规划设计、建设安装、并网运营等全环节技术标准体系，确保储能技术可靠、安全稳定、效益有保障。

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年05期，作者宋新甫、周红莲、余金供职于国网新疆电力有限公司经济技术研究院