政策“組合拳”發力可再生能源消納
在去年底召開的2022年全國能源工作會議上，國家能源局敲定了2022年能源工作七大重點任務，其中多次提及“儲能”，如加強抽水蓄能等調峰電站建設，推進煤電靈活性改造，推動新型儲能發展，優化電網調度運行方式；推動新型儲能規模化
市場化發展，探索氫能、綜合智慧能源服務發展新模式。
1個月后，
山東省召開第十三屆人民代表大會第七次會議，提出加快構建以新能源為主體的新型
電力系統，推進新型儲能規模化發展。
過去，山東省曾因煤炭消費占比高、煤電裝機占比高的“兩高”
問題被批評。因此，近幾年山東積極發展新能源，將新型儲能納入山東能源發展“十四五”規劃，出臺全國首個儲能示范應用實施意見，發布2022年度總規模超3GW的29個儲能示范項目……截至2022年年初，山東省電化學儲能總裝機規模達76萬千瓦，相對完整的儲能產業鏈基本建成。
山東省推動儲能發展的實踐其實是不少地方的縮影。受新型電力系統目標影響，近年來，多省（區、市）以“雙碳”目標為抓手，積極響應相關指導意見，從產業鏈、應用推廣等方面加快儲能業務布局，倒逼儲能環節盡快取得突破。
實際上，儲能并不是一件新鮮事。陳海生向記者介紹，從發展歷程及趨勢來看，我國發展儲能已有約15年的時間，歷經技術驗證（2000～2010年）、示范應用（2011～2015年）、商業化初期（2016～2020年）階段，目前已經進入規模化、產業化發展新階段（2021～2025年）。
一般來說，主要的儲能方式包括抽水蓄能、傳統壓縮空氣儲能、電化學儲能、熔融鹽儲能等。眾多儲能技術中，抽水蓄能使用規模最大、技術最成熟、成本也最低，其原理也很容易理解，就是在用電低峰期將水從低處抽到高處，在用電高峰期再將高處的水放下，利用高度差產生的重力勢能推動水輪發電機發電。
在體量上看，抽水蓄能的累計裝機規模占比約為90%。大規模抽水蓄能可應用于電力調峰，轉換效率可達70%～80%。但這一技術的短板在于對選址環境、地形條件及水文環境要求較高，建設周期長達3～5年，響應速度基本在分鐘級別。
除抽水蓄能外，以輸出電力為主并對外提供服務的儲能項目都算是新型儲能。其中，電化學儲能響應速度更快，可達百毫秒級，由于搭載了鋰電池、鉛酸電池等，擁有更高的能量密度和轉換效率，場景應用、建設周期更為靈活，更適合應用于一次調頻，增長潛力較大。
近日，中國能源研究會儲能專委會、中關村儲能產業技術聯盟發布的《儲能產業研究白皮書》顯示，2021年，中國新增投運電力儲能項目裝機規模首次突破10GW。其中，抽水蓄能新增規模8GW，同比增長437%；新型儲能新增規模2.4GW，同比增長54%；新型儲能中，鋰離子電池和壓縮空氣均有百兆瓦級項目并網運行。
根據這組數據可以判斷，2021年，儲能迎來了新的發展階段。與此同時，2021年出臺的諸多儲能相關的鼓勵
政策文件，也讓大家吃了“定心丸”。
根據陳海生分析，“十三五”時期，儲能經歷了最為波動的發展階段。2017年，儲能指導意見應需落地，提升了儲能市場應用活躍度。2018年，我國儲能產業呈暴發式增長，當年新增投運新型儲能裝機規模達到882.9MW，國內已投運新型儲能累計裝機規模也首次突破GW。但進入2019年以來，我國新增投運新型儲能項目裝機規模僅為838MW。
“經歷了高速增長之后，我國儲能技術應用進入了調整期。”陳海生表示，2020年在“雙碳”目標背景下，儲能作為構建零碳電力系統的關鍵組成部分，迎來了重大發展機遇。
為加快構建清潔低碳、安全高效的能源體系，促進儲能技術快速發展，國家能源局于2020年12月印發了首批科技創新（儲能）試點示范項目，示范項目分別采用了電化學儲能、物理儲能、儲熱等多種技術類型，并覆蓋了儲能的主要應用場景，示范效應明顯。
抽水蓄能方面，為適應新型電力系統建設和大規模高比例新能源發展需要，2021年9月，國家能源局發布《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》，提出到2025年，抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番，達到6200萬千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投產總規模較“十四五”再翻一番，達到1.2億千瓦左右。
新型儲能也迎來了新一輪的發展周期。2021年7月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，首次從國家層面明確了新型儲能的裝機目標。意見提出“兩步走”策略：到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，裝機規模達3000萬千瓦以上；到2030年，實現新型儲能全面市場化發展。
2022年1月，兩部門又發布《“十四五”新型儲能發展實施方案》，進一步明確了新型儲能的發展目標，細化了重點任務，提升了規劃落實的可操作性，為加快推動新型儲能規模化、產業化和市場化發展提供了指導。
地方也聞風而動。繼國家層面發布新型儲能實施方案后，《
河北省“十四五”新型儲能發展規劃》印發，提出構建具有更強新能源消納能力的新型電力系統。到2025年，全省布局建設新型儲能規模400萬千瓦以上，具備規模化商業化應用條件。
產業的快速有序發展離不開國家對儲能項目的規范管理。為此，2021年9月，國家能源局印發《新型儲能項目管理規范（暫行）》，明確電網企業應公平無歧視為新型儲能項目提供電網接入服務，引導新型儲能項目科學合理投資和建設。
儲能作為一種重要的電網靈活性調節資源，直接制約著可再生能源的并網進度。
“實現碳達峰關鍵在促進可再生能源發展，促進可再生能源發展關鍵在于消納，保障可再生能源消納關鍵在于電網接入、調峰和儲能。”2021年8月，國家發展改革委、國家能源局發布《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，正式明晰了發電端靈活性資源建設的邏輯。
根據通知，鼓勵發電企業通過自建或購買調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發電裝機并網規模，符合一定配建調峰比例的可享受優先并網等優惠政策。
實際上，為了解決風、光滲透率提升帶來的電網調峰調頻壓力，近兩年來，可再生能源配備儲能的應用模式已成為大勢所趨，不少地方關于新能源強制配備儲能措施的要求越來越明朗，有的出臺明文規定，有的在新能源競價的招標方案中提出要求。
據記者不完全統計，2020年，全國約有17個省（區、市）陸續出臺了鼓勵或強制新能源場站配置儲能的文件；2021年以來，已有超過20個省（區、市）提出了“風光儲一體化”。從政策來看，各地要求的儲能配置比例不盡相同，大致為5％～20％，一般要求儲能時長為2小時。
此外，一系列利好儲能的政策也密集釋放。如國家發展改革委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》《關于進一步完善分時電價機制的通知》等，核心目標都是為了促進可再生能源消納，推進“雙碳”目標實現。
