2023年是中国储能发展波澜壮阔的一年。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）不完全统计，2023年中国新增投运新型储能项目装机规模21.5吉瓦/46.6吉瓦时，是2022年新增投运规模的3倍，并首次超过抽水蓄能新增投运近4倍之多。中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬预计，2024年国内储能市场规模将保持快速增长，全年新增装机将超过35吉瓦。

助力新能源大规模高比例发展

记者注意到，助力新能源大规模高比例发展，是《指导意见》的核心目标。

《指导意见》表示，电网调峰、储能和智能化调度能力建设是提升电力系统调节能力的主要举措，是推动新能源大规模高比例发展的关键支撑，是构建新型电力系统的重要内容。

为此，《指导意见》的总体要求之一，是综合考虑各地资源条件、源网结构、负荷特性、承受能力等因素，结合实际推动各类调节资源合理配置和优化组合，保障新能源合理消纳利用。

同时，《指导意见》提出，到2027年，电力系统调节能力显著提升，抽水蓄能电站投运规模达到8000万千瓦以上，需求侧响应能力达到最大负荷的5%以上，保障新型储能市场化发展的政策体系基本建成，适应新型电力系统的智能化调度体系逐步形成，支撑全国新能源发电量占比达到20%以上、新能源利用率保持在合理水平，保障电力供需平衡和系统安全稳定运行。

“加码”新型储能建设

可以说，无论是加强调峰能力建设，还是推进储能能力建设，都意味着新型储能建设需要“加码”。

其中，在推进储能能力建设方面，《指导意见》提出，推进电源侧新型储能建设。即，鼓励新能源企业通过自建、共建和租赁等方式灵活配置新型储能，结合系统需求合理确定储能配置规模，提升新能源消纳利用水平、容量支撑能力和涉网安全性能。对以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型新能源基地，合理规划建设配套储能并充分发挥调节能力，为支撑新能源大规模高比例外送、促进多能互补发展发挥更大作用。

《指导意见》还提出，发展用户侧新型储能。围绕大数据中心、5G基站、工业园区等终端用户，依托源网荷储一体化模式合理配置用户侧储能，提升用户供电可靠性和分布式新能源就地消纳能力。探索不间断电源、电动汽车等用户侧储能设施建设，推动电动汽车通过有序充电、车网互动、换电模式等多种形式参与电力系统调节，挖掘用户侧灵活调节能力。

2024年新型储能将继续成倍增长

记者注意到，近年来，新型储能获得的实质性政策利好颇多。此前，上述两部门下发通知提出，新型储能可作为独立储能参与电力市场，以及做好新型储能并网服务，保障新型储能电站安全高效并网等。

根据此前发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》，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。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上；到2030年，新型储能全面市场化发展。

“储能产业作为能源结构转型的关键因素和重要推手，已成为主要发达国家竞相发展的战略性新兴产业。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强向上海证券报记者表示，加速储能行业发展，对于促进经济发展和构建可持续的能源生产与消费体系意义重大。

据中关村储能产业技术联盟梳理，2023年，我国共发布653项储能直接和间接相关政策，其中国家层面政策60项，广东、浙江、山东和江苏发布政策数量较多。27个省区市发布储能装机目标，总规模达84GW。内蒙古、河南、广东、湖北、广西等地更是进一步提高了新型储能装机目标。

正是基于上述背景，岳芬预计，2024年国内储能市场规模将保持快速增长，全年新增装机将超过35吉瓦。（记者 于祥明）