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实现“双碳”目标，能源是“主战场”，电力是“主力军”。构建新型电力系统是电网发展的必然选择，而新型储能是建设新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的重要装备基础和关键支撑技术。

自去年3月，构建新型电力系统提出以来，储能市场一路水涨船高，发展储能产业既是节能减排的需要，也是能源增长以支撑经济发展的需要。那么，当下新型储能应用现状如何？面临什么样的挑战？又如何才能跟上新型电力系统的发展脚步？

11月8日，中电联发布了《新能源配储能运行情况调研报告》（以下简称《报告》），截至2021年底，全国储能装机规模达到4266万千瓦，其中新型储能装机626.8万千瓦，同比增长56.4%；新型储能中90%为电化学储能。

截至目前，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，大力发展“新能源+储能”，各省规划的新型储能发展目标合计超过6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出目标的两倍。

《报告》指出，新能源配储能调用频次、等效利用系数、利用率低于火电厂配储能、电网储能和用户储能。新能源配储能利用系数最低，仅为6.1%，其运行策略最多仅做到弃电期间一天内一充一放，整体调用情况较差。

中电联认为，风电配储和光伏配储对于储能的利用、弃风弃光的解决具有明显差异性，但分散的配置方式无法体现规模效益，项目普遍存在运营成本高、效率低等问题，难以充分发挥储能作用。

新型储能成本高于火电灵活性改造、抽水蓄能等技术。当前新能源配储能的投资成本主要由新能源企业内部消化，叠加锂离子电池成本上涨，给新能源企业带来了较大的经营压力。优化储能配置和调运方式，反对“一刀切”的配置标准，具体分析各地系统调频、调峰的需求，因地制宜配置储能规模和形式，避免资源浪费。

新型电力系统的核心显著特征是新能源在电源结构中占据主导地位，而新能源具有随机性、波动性、间歇性特点，导致系统调节资源需求大，系统大范围和长周期电力电量平衡难度大。在新型电力系统下，储能是支撑高比例可再生能源接入和消纳的关键技术手段，在提升电力系统灵活性和保障电网安全稳定等方面具有独特优势。

要进一步提升储能服务新型电力系统的能力，促进储能高质量发展，还须突破技术、市场、安全三方面的限制。

在技术方面，总体来说，当前储能技术水平在效率、规模、安全、成本、寿命等方面尚无法完全满足新型电力系统应用的要求。强化储能技术创新，开展储能原理和关键材料、单元、模块、系统等研究，不断推进储能技术与装备的研发示范，通过不同技术路径和场景的应用示范，不断探索技术创新方向。

在市场方面，目前储能商业模式仍处于不断探索阶段，已建储能项目大多还未形成稳定合理的收益模式，能够获得调峰、调频以及容量补偿等多重收益的市场机制细则尚处空白。结合技术特性建立长效市场机制、明确政策导向和储能价格机制，实现多重应用价值，是新型电力系统必不可少的一环。

在安全方面，关于储能设备与储能电站的技术规范还不统一，尚未形成规范行业发展的技术标准体系。要尽快完善储能产品标准和检测认证体系，加强和完善储能产品全寿命周期质量监管等。