2012年，我國電化學(xué)儲能電站投運(yùn)總能量只有0.2萬千瓦時，至2018年這一數(shù)字提升至60.6萬千瓦時，新型儲能產(chǎn)業(yè)在發(fā)展初期一度增長緩慢。
近年來，隨著“雙碳”目標(biāo)的提出及新型電力系統(tǒng)的加速構(gòu)建，新型儲能進(jìn)入發(fā)展快車道。中國電力企業(yè)聯(lián)合會統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，截至2023年6月底，全國累計(jì)投運(yùn)電站699座，總功率1430萬千瓦，總能量2877萬千瓦時。而從現(xiàn)已公布的27個省份制定的“十四五”新型儲能裝機(jī)目標(biāo)來看，到2025年新型儲能總規(guī)?；?qū)⒈平?000萬千瓦。
業(yè)內(nèi)專家指出，作為能源行業(yè)重要支撐技術(shù)的新型儲能產(chǎn)業(yè)，受利好政策支持，其商業(yè)模式日漸成熟、系統(tǒng)成本迅速降低，呈現(xiàn)出狂飆突進(jìn)的發(fā)展態(tài)勢。
利好政策密集出臺 新型儲能系統(tǒng)成本快速下降
近日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布了《關(guān)于進(jìn)一步加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》（以下簡稱《通知》）?！锻ㄖ窂?qiáng)調(diào)了儲能在現(xiàn)貨市場的經(jīng)營主體地位，鼓勵儲能等新型主體參與市場交易。
包括《通知》在內(nèi)，據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，2023年上半年，國家層面出臺涉及儲能的政策近20項(xiàng)，內(nèi)容涵蓋儲能示范應(yīng)用、規(guī)范管理、電價改革以及多元化、智能化應(yīng)用等方面。
中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟副秘書長李臻介紹，截至2023年7月，全國各地已發(fā)布1400余項(xiàng)儲能政策，其中今年1-7月便發(fā)布321項(xiàng)，相當(dāng)于去年全年總量，其中又以廣東、浙江、山東、江蘇等地所發(fā)政策最為集中。多地圍繞產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展制定支持政策，加速儲能產(chǎn)業(yè)化項(xiàng)目落地，推動強(qiáng)鏈補(bǔ)鏈延鏈建設(shè)。
儲能產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展支撐系統(tǒng)成本得以加速下降。據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟不完全統(tǒng)計(jì)，今年1-6月份，共追蹤到338條中標(biāo)信息，中標(biāo)均價1.33元/瓦時，較去年全年均價水平下降14%，與今年1月相比下降25%。
另外，中國石油、南方電網(wǎng)、國家電投、中國華電、新華水電、國能信控等相繼完成1560萬千瓦時儲能電芯/電池系統(tǒng)/儲能系統(tǒng)集中采購開標(biāo)，電芯報(bào)價區(qū)間0.44元/瓦時~0.68元/瓦時，儲能系統(tǒng)出現(xiàn)低于1元/瓦時報(bào)價（全部為磷酸鐵鋰電池技術(shù)路線），意味著從發(fā)電側(cè)到用電側(cè)的鋰電儲能系統(tǒng)已具備大規(guī)模推廣的經(jīng)濟(jì)性。
由于電化學(xué)儲能的經(jīng)濟(jì)性增加，電化學(xué)儲能投資主體呈現(xiàn)多元化發(fā)展趨勢，其中發(fā)電集團(tuán)投資規(guī)模和增速最高。相關(guān)數(shù)據(jù)表明，截至2022年底，發(fā)電央企、社會資本、電網(wǎng)公司、地方能源國企四類投資主體總計(jì)投運(yùn)總能量占比分別為47.24%、41.10%、9.54%、2.12%。
電源側(cè)儲能發(fā)展尤其迅速 補(bǔ)償機(jī)制作用凸顯
根據(jù)國家電化學(xué)儲能電站安全監(jiān)測信息平臺發(fā)布的信息，截至2022年底，我國電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能累計(jì)投運(yùn)總能量占比分別為48.4%、38.72%、12.88%，其中電源側(cè)占比最高。電源側(cè)儲能常見的應(yīng)用場景包括新能源配儲、火電配儲等。
中國電力企業(yè)聯(lián)合會統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明，截至2022年底，電源側(cè)儲能電站累計(jì)投運(yùn)263座、裝機(jī)397萬千瓦/680萬千瓦時，累計(jì)投運(yùn)總能量同比增長131.81%。其中，新能源配儲電站累計(jì)投運(yùn)207座、裝機(jī)282萬千瓦/550萬千瓦時，累計(jì)投運(yùn)總能量同比增長150.15%。新能源配儲電站累計(jì)投運(yùn)總能量占電源側(cè)比例超過80%，主要分布在山東、內(nèi)蒙古、西藏、新疆、青海等新能源裝機(jī)較高的省份。
自2021年以來，全國28個省份發(fā)布了新能源配儲政策，其中23個省份明確新能源配置儲能比例在5%-30%之間、儲能時長1-4小時。浙江、青海、四川、重慶等11個省份發(fā)布了新能源配儲補(bǔ)貼政策。補(bǔ)貼方式主要包括放電補(bǔ)貼、容量補(bǔ)貼、投資補(bǔ)貼。安徽、貴州、河南等12個省份發(fā)布了新能源配儲參與輔助服務(wù)市場的政策，交易品種主要包括調(diào)峰、調(diào)頻、備用等。
目前，新能源配儲發(fā)展多受政策驅(qū)動，收益模式還沒有完全成熟；另外，有些地方采取“一刀切”式的配置方式，未出臺配套的具體使用和考核辦法，儲能與新能源還未實(shí)現(xiàn)協(xié)調(diào)優(yōu)化運(yùn)行。但隨著《關(guān)于進(jìn)一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》要求等逐漸落實(shí)，新能源配儲能仍處于發(fā)展態(tài)勢。
在火電配儲方面，全國已有12個省份在相關(guān)政策中涉及了鼓勵火電配儲發(fā)展的內(nèi)容。截至2022年底，火電配儲電站累計(jì)投運(yùn)49座、裝機(jī)77萬千瓦/64萬千瓦時，累計(jì)投運(yùn)總能量同比增長23.2%。其中廣東、山東、江蘇、山西的火電配儲裝機(jī)較高，占總能量的88.87%。2022年，全國火電配儲運(yùn)行較為充分，年運(yùn)行小時數(shù)達(dá)2933小時。
目前，火電配儲的政策支持主要為鼓勵參與電力輔助服務(wù)市場。國家能源局此前公布的《電力輔助服務(wù)管理辦法》《電力并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》等文件，為火電配儲聯(lián)調(diào)項(xiàng)目確立了補(bǔ)償機(jī)制。山東、河南、甘肅、湖北等12個省份發(fā)布了關(guān)于火電機(jī)組參與電力輔助服務(wù)市場的政策，以鼓勵提供調(diào)峰、調(diào)頻等電力輔助服務(wù)為主。
記者獲悉，盡管火電配儲調(diào)頻輔助服務(wù)市場空間較小，但因?yàn)榛痣娬{(diào)頻市場補(bǔ)償價格較高，加上在未來的發(fā)展中，煤電仍需承擔(dān)電力安全穩(wěn)定供應(yīng)的兜底保障作用以及系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)的主體作用，火電配儲仍被市場看好。
電網(wǎng)側(cè)儲能經(jīng)濟(jì)性不斷提升 用戶側(cè)儲能配置需求旺盛
電網(wǎng)側(cè)儲能通常是指服務(wù)電力系統(tǒng)運(yùn)行，以協(xié)助電力調(diào)度機(jī)構(gòu)向電網(wǎng)提供電力輔助服務(wù)、延緩或替代輸變電設(shè)施升級改造等為主要目的建設(shè)的儲能電站。常見的電網(wǎng)側(cè)儲能應(yīng)用場景包括獨(dú)立儲能（包括共享儲能等）、替代型儲能（包括變電站、應(yīng)急電源等）等。
中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明，截至2022年底，電網(wǎng)側(cè)儲能電站累計(jì)投運(yùn)78座、裝機(jī)244萬千瓦/543萬千瓦時，累計(jì)投運(yùn)總能量同比增長165.87%。其中獨(dú)立儲能累計(jì)投運(yùn)總能量，在電網(wǎng)側(cè)儲能電站累計(jì)投運(yùn)總能量中占比近90%。
在獨(dú)立儲能方面，近年來全國已有約30個?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）發(fā)布了獨(dú)立儲能相關(guān)的支持政策，主要聚焦投資建設(shè)以及電站發(fā)展運(yùn)營等方面。
獨(dú)立儲能發(fā)展走在全國前列的山東省為我國發(fā)展獨(dú)立儲能提供了一個樣板。在經(jīng)濟(jì)性方面，山東規(guī)定了中長期市場儲能的盈利模式，并通過政策引導(dǎo)形成了獨(dú)立儲能容量共享租賃、參與電力輔助服務(wù)、峰谷價差套利、容量補(bǔ)償?shù)榷鄠€收益模式，為全國其他地方發(fā)展獨(dú)立儲能提供了參考。
在替代型儲能方面，截至2022年底，我國替代型儲能電站累計(jì)投運(yùn)14座、裝機(jī)33萬千瓦/58萬千瓦時，累計(jì)投運(yùn)總能量同比增長239.64%。全國已有約20個省份出臺支持政策，提出在關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)、電網(wǎng)末端及偏遠(yuǎn)地區(qū)等布局新型儲能，發(fā)揮儲能應(yīng)急備用技術(shù)優(yōu)勢，探索將電網(wǎng)替代型儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收等，替代型儲能的經(jīng)濟(jì)性不斷提高。業(yè)內(nèi)專家認(rèn)為，在多種鼓勵措施加持下，隨著儲能系統(tǒng)成本快速下降，必然帶來電網(wǎng)替代型儲能的增加。
用戶側(cè)儲能是在用戶內(nèi)部場地或附近建設(shè)的儲能設(shè)施。其中工商業(yè)、備用電源累計(jì)投運(yùn)總能量占比分別為49.61%、48.06%。此前，江蘇、浙江、廣東、安徽等省份因峰谷價差較大，導(dǎo)致目前商業(yè)配儲裝機(jī)較高，占工商業(yè)配儲總能量的92.33%。根據(jù)2023年5月各地電網(wǎng)代理購電價格統(tǒng)計(jì)，目前，我國最大峰谷價差超0.7元/千瓦時的省份已有17個。中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟副秘書長李臻據(jù)此認(rèn)為，越來越多省份的工商業(yè)儲能已具備了經(jīng)濟(jì)性。
業(yè)內(nèi)專家表示，隨著我國電力市場化改革的持續(xù)推進(jìn)，考慮到高耗能用電成本的上升，以及第三產(chǎn)業(yè)、城鄉(xiāng)居民用戶用電量占比的不斷提升，未來峰谷電價差有望進(jìn)一步拉大或維持高位。此外，各地有序用電政策的出臺，都將刺激工商業(yè)用戶的電化學(xué)儲能配置需求，用戶側(cè)儲能擁有較為廣闊的發(fā)展前景。
新型儲能發(fā)展日新月異地，如何保證其健康發(fā)展？在近日舉行的2023能源綠色低碳技術(shù)創(chuàng)新論壇上，新型電力系統(tǒng)仿真國家工程研究中心副主任、中國電科院電力系統(tǒng)碳中和研究中心主任易俊提出，為了真正發(fā)揮儲能在新型電力系統(tǒng)中的作用，儲能在發(fā)展方面上需要解決三個問題，一是精準(zhǔn)劃分儲能類型，做好合理的規(guī)劃布局。二是發(fā)揮多元儲能與其他電源協(xié)同運(yùn)行與調(diào)度支撐的作用，提升系統(tǒng)的安全水平。三是需要研究促進(jìn)多元儲能可持續(xù)發(fā)展的價值形成機(jī)制與政策機(jī)制。
近年來，隨著“雙碳”目標(biāo)的提出及新型電力系統(tǒng)的加速構(gòu)建，新型儲能進(jìn)入發(fā)展快車道。中國電力企業(yè)聯(lián)合會統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，截至2023年6月底，全國累計(jì)投運(yùn)電站699座，總功率1430萬千瓦，總能量2877萬千瓦時。而從現(xiàn)已公布的27個省份制定的“十四五”新型儲能裝機(jī)目標(biāo)來看，到2025年新型儲能總規(guī)?；?qū)⒈平?000萬千瓦。
業(yè)內(nèi)專家指出，作為能源行業(yè)重要支撐技術(shù)的新型儲能產(chǎn)業(yè)，受利好政策支持，其商業(yè)模式日漸成熟、系統(tǒng)成本迅速降低，呈現(xiàn)出狂飆突進(jìn)的發(fā)展態(tài)勢。
利好政策密集出臺 新型儲能系統(tǒng)成本快速下降
近日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布了《關(guān)于進(jìn)一步加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》（以下簡稱《通知》）?！锻ㄖ窂?qiáng)調(diào)了儲能在現(xiàn)貨市場的經(jīng)營主體地位，鼓勵儲能等新型主體參與市場交易。
包括《通知》在內(nèi)，據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，2023年上半年，國家層面出臺涉及儲能的政策近20項(xiàng)，內(nèi)容涵蓋儲能示范應(yīng)用、規(guī)范管理、電價改革以及多元化、智能化應(yīng)用等方面。
中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟副秘書長李臻介紹，截至2023年7月，全國各地已發(fā)布1400余項(xiàng)儲能政策，其中今年1-7月便發(fā)布321項(xiàng)，相當(dāng)于去年全年總量，其中又以廣東、浙江、山東、江蘇等地所發(fā)政策最為集中。多地圍繞產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展制定支持政策，加速儲能產(chǎn)業(yè)化項(xiàng)目落地，推動強(qiáng)鏈補(bǔ)鏈延鏈建設(shè)。
儲能產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展支撐系統(tǒng)成本得以加速下降。據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟不完全統(tǒng)計(jì)，今年1-6月份，共追蹤到338條中標(biāo)信息，中標(biāo)均價1.33元/瓦時，較去年全年均價水平下降14%，與今年1月相比下降25%。
另外，中國石油、南方電網(wǎng)、國家電投、中國華電、新華水電、國能信控等相繼完成1560萬千瓦時儲能電芯/電池系統(tǒng)/儲能系統(tǒng)集中采購開標(biāo)，電芯報(bào)價區(qū)間0.44元/瓦時~0.68元/瓦時，儲能系統(tǒng)出現(xiàn)低于1元/瓦時報(bào)價（全部為磷酸鐵鋰電池技術(shù)路線），意味著從發(fā)電側(cè)到用電側(cè)的鋰電儲能系統(tǒng)已具備大規(guī)模推廣的經(jīng)濟(jì)性。
由于電化學(xué)儲能的經(jīng)濟(jì)性增加，電化學(xué)儲能投資主體呈現(xiàn)多元化發(fā)展趨勢，其中發(fā)電集團(tuán)投資規(guī)模和增速最高。相關(guān)數(shù)據(jù)表明，截至2022年底，發(fā)電央企、社會資本、電網(wǎng)公司、地方能源國企四類投資主體總計(jì)投運(yùn)總能量占比分別為47.24%、41.10%、9.54%、2.12%。
電源側(cè)儲能發(fā)展尤其迅速 補(bǔ)償機(jī)制作用凸顯
根據(jù)國家電化學(xué)儲能電站安全監(jiān)測信息平臺發(fā)布的信息，截至2022年底，我國電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能累計(jì)投運(yùn)總能量占比分別為48.4%、38.72%、12.88%，其中電源側(cè)占比最高。電源側(cè)儲能常見的應(yīng)用場景包括新能源配儲、火電配儲等。
中國電力企業(yè)聯(lián)合會統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明，截至2022年底，電源側(cè)儲能電站累計(jì)投運(yùn)263座、裝機(jī)397萬千瓦/680萬千瓦時，累計(jì)投運(yùn)總能量同比增長131.81%。其中，新能源配儲電站累計(jì)投運(yùn)207座、裝機(jī)282萬千瓦/550萬千瓦時，累計(jì)投運(yùn)總能量同比增長150.15%。新能源配儲電站累計(jì)投運(yùn)總能量占電源側(cè)比例超過80%，主要分布在山東、內(nèi)蒙古、西藏、新疆、青海等新能源裝機(jī)較高的省份。
自2021年以來，全國28個省份發(fā)布了新能源配儲政策，其中23個省份明確新能源配置儲能比例在5%-30%之間、儲能時長1-4小時。浙江、青海、四川、重慶等11個省份發(fā)布了新能源配儲補(bǔ)貼政策。補(bǔ)貼方式主要包括放電補(bǔ)貼、容量補(bǔ)貼、投資補(bǔ)貼。安徽、貴州、河南等12個省份發(fā)布了新能源配儲參與輔助服務(wù)市場的政策，交易品種主要包括調(diào)峰、調(diào)頻、備用等。
目前，新能源配儲發(fā)展多受政策驅(qū)動，收益模式還沒有完全成熟；另外，有些地方采取“一刀切”式的配置方式，未出臺配套的具體使用和考核辦法，儲能與新能源還未實(shí)現(xiàn)協(xié)調(diào)優(yōu)化運(yùn)行。但隨著《關(guān)于進(jìn)一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》要求等逐漸落實(shí)，新能源配儲能仍處于發(fā)展態(tài)勢。
在火電配儲方面，全國已有12個省份在相關(guān)政策中涉及了鼓勵火電配儲發(fā)展的內(nèi)容。截至2022年底，火電配儲電站累計(jì)投運(yùn)49座、裝機(jī)77萬千瓦/64萬千瓦時，累計(jì)投運(yùn)總能量同比增長23.2%。其中廣東、山東、江蘇、山西的火電配儲裝機(jī)較高，占總能量的88.87%。2022年，全國火電配儲運(yùn)行較為充分，年運(yùn)行小時數(shù)達(dá)2933小時。
目前，火電配儲的政策支持主要為鼓勵參與電力輔助服務(wù)市場。國家能源局此前公布的《電力輔助服務(wù)管理辦法》《電力并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》等文件，為火電配儲聯(lián)調(diào)項(xiàng)目確立了補(bǔ)償機(jī)制。山東、河南、甘肅、湖北等12個省份發(fā)布了關(guān)于火電機(jī)組參與電力輔助服務(wù)市場的政策，以鼓勵提供調(diào)峰、調(diào)頻等電力輔助服務(wù)為主。
記者獲悉，盡管火電配儲調(diào)頻輔助服務(wù)市場空間較小，但因?yàn)榛痣娬{(diào)頻市場補(bǔ)償價格較高，加上在未來的發(fā)展中，煤電仍需承擔(dān)電力安全穩(wěn)定供應(yīng)的兜底保障作用以及系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)的主體作用，火電配儲仍被市場看好。
電網(wǎng)側(cè)儲能經(jīng)濟(jì)性不斷提升 用戶側(cè)儲能配置需求旺盛
電網(wǎng)側(cè)儲能通常是指服務(wù)電力系統(tǒng)運(yùn)行，以協(xié)助電力調(diào)度機(jī)構(gòu)向電網(wǎng)提供電力輔助服務(wù)、延緩或替代輸變電設(shè)施升級改造等為主要目的建設(shè)的儲能電站。常見的電網(wǎng)側(cè)儲能應(yīng)用場景包括獨(dú)立儲能（包括共享儲能等）、替代型儲能（包括變電站、應(yīng)急電源等）等。
中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明，截至2022年底，電網(wǎng)側(cè)儲能電站累計(jì)投運(yùn)78座、裝機(jī)244萬千瓦/543萬千瓦時，累計(jì)投運(yùn)總能量同比增長165.87%。其中獨(dú)立儲能累計(jì)投運(yùn)總能量，在電網(wǎng)側(cè)儲能電站累計(jì)投運(yùn)總能量中占比近90%。
在獨(dú)立儲能方面，近年來全國已有約30個?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）發(fā)布了獨(dú)立儲能相關(guān)的支持政策，主要聚焦投資建設(shè)以及電站發(fā)展運(yùn)營等方面。
獨(dú)立儲能發(fā)展走在全國前列的山東省為我國發(fā)展獨(dú)立儲能提供了一個樣板。在經(jīng)濟(jì)性方面，山東規(guī)定了中長期市場儲能的盈利模式，并通過政策引導(dǎo)形成了獨(dú)立儲能容量共享租賃、參與電力輔助服務(wù)、峰谷價差套利、容量補(bǔ)償?shù)榷鄠€收益模式，為全國其他地方發(fā)展獨(dú)立儲能提供了參考。
在替代型儲能方面，截至2022年底，我國替代型儲能電站累計(jì)投運(yùn)14座、裝機(jī)33萬千瓦/58萬千瓦時，累計(jì)投運(yùn)總能量同比增長239.64%。全國已有約20個省份出臺支持政策，提出在關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)、電網(wǎng)末端及偏遠(yuǎn)地區(qū)等布局新型儲能，發(fā)揮儲能應(yīng)急備用技術(shù)優(yōu)勢，探索將電網(wǎng)替代型儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收等，替代型儲能的經(jīng)濟(jì)性不斷提高。業(yè)內(nèi)專家認(rèn)為，在多種鼓勵措施加持下，隨著儲能系統(tǒng)成本快速下降，必然帶來電網(wǎng)替代型儲能的增加。
用戶側(cè)儲能是在用戶內(nèi)部場地或附近建設(shè)的儲能設(shè)施。其中工商業(yè)、備用電源累計(jì)投運(yùn)總能量占比分別為49.61%、48.06%。此前，江蘇、浙江、廣東、安徽等省份因峰谷價差較大，導(dǎo)致目前商業(yè)配儲裝機(jī)較高，占工商業(yè)配儲總能量的92.33%。根據(jù)2023年5月各地電網(wǎng)代理購電價格統(tǒng)計(jì)，目前，我國最大峰谷價差超0.7元/千瓦時的省份已有17個。中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟副秘書長李臻據(jù)此認(rèn)為，越來越多省份的工商業(yè)儲能已具備了經(jīng)濟(jì)性。
業(yè)內(nèi)專家表示，隨著我國電力市場化改革的持續(xù)推進(jìn)，考慮到高耗能用電成本的上升，以及第三產(chǎn)業(yè)、城鄉(xiāng)居民用戶用電量占比的不斷提升，未來峰谷電價差有望進(jìn)一步拉大或維持高位。此外，各地有序用電政策的出臺，都將刺激工商業(yè)用戶的電化學(xué)儲能配置需求，用戶側(cè)儲能擁有較為廣闊的發(fā)展前景。
新型儲能發(fā)展日新月異地，如何保證其健康發(fā)展？在近日舉行的2023能源綠色低碳技術(shù)創(chuàng)新論壇上，新型電力系統(tǒng)仿真國家工程研究中心副主任、中國電科院電力系統(tǒng)碳中和研究中心主任易俊提出，為了真正發(fā)揮儲能在新型電力系統(tǒng)中的作用，儲能在發(fā)展方面上需要解決三個問題，一是精準(zhǔn)劃分儲能類型，做好合理的規(guī)劃布局。二是發(fā)揮多元儲能與其他電源協(xié)同運(yùn)行與調(diào)度支撐的作用，提升系統(tǒng)的安全水平。三是需要研究促進(jìn)多元儲能可持續(xù)發(fā)展的價值形成機(jī)制與政策機(jī)制。
