此次研究内容含大规模储能系统接入电网适应性及按期性分析、大规模储能的纯新能源系统安全稳定运行关键技术等五方面。研究时间将贯穿2021年全年，预计5月31日前形成初步研究成果，6月至12月进一步细化完善研究结论。
“碳达峰”“碳中和”是我国的重大战略决策，想要实现这一愿景，新能源的快速有序发展将起到举足轻重的作用。大规模储能发展是新能源充分开发利用的最佳技术支撑，能够有效解决电网运行安全、新能源消纳、电力电量平衡等方面存在的突出问题。
“新能源＋储能”模式将为可再生能源大规模发展和并网提供有力支撑。同时，储能系统作为能源存储转换的关键，可以提高多元能源系统的安全性、灵活性和可调性，是构建能源互联网的核心。
地方明确新能源配储比例要求
为发展壮大新能源产业，落实国家“碳达峰、碳中和”工作，在2021年的能源工作计划中，储能被多次提及，且都要求了配置比例，如果说以前是鼓励，今年多地则是强制。多个省份都提出要配置储能：
海南明确，全省集中式光伏发电平价上网项目实施总规模控制，具体由省发展改革委根据2021年度及“十四五”期间全省可再生能源电力消纳责任权重确定。每个申报项目规模不得超过10万千瓦，且同步配套建设备案规模10％的储能装置。
陕西提出，从2021年起，关中、陕北新增10万千瓦（含）以上集中式风电、光伏发电项目按照不低于装机容量10％配置储能设施，其中榆林地区不低于20％，新增项目储能设施按连续储能时长2小时以上，储能系统满足10年（5000次循环）以上工作寿命，系统容量10年衰减率不超过20％标准进行建设，且须与发电项目同步投运。鼓励地方政府或大型企业牵头在升压站附近配置集中式储能电站。
青海要求，积极推进储能和可再生能源协同发展。实行“新能源＋储能”一体化开发模式。新建新能源项目，储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10％，储能时长2小时以上。对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。实行“水电＋新能源＋储能”协同发展模式。新建、新投运水电站同步配置新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储能容量配比达到1︰2︰0．2，实现就地平衡。
储能市场有望加速释放
数据显示，2020年中国风电光伏累计装机容量已经超过5亿千瓦，到2030年风电、光伏要实现装机容量12亿千瓦的目标，未来十年还需实现约7亿千瓦的增长，即每年7000万千瓦。
单从数据来看，12亿千瓦的目标实现似乎并不难。但电力低碳化不是简单的做加法，要克服风电光伏的间歇性和波动性，整体电力系统都需要发生转变。作为推动可再生能源发展的关键技术，储能被业内公认为是解决上述问题的最佳解决方案之一。随着中央首次定调构建以新能源为主体的新型电力系统之后，储能的发展毫无疑问会加快。
据预计，中国新型储能在2030年之后会迎来快速增长，2060年装机规模将达4．2亿千瓦左右。而截至2019年，我国中国的新型储能累积装机规模为2．1吉瓦。这意味着，2060年中国新型储能装机规模将飙升近200倍。
市场对于新能源配置储能也寄予希望。从目前情况来看，光伏在我国发电体系中的占比未来将越来越高，而储能能较好降低光伏发电成本。未来，“光伏＋储能”将创造更多更加安全可靠的光伏发电场景，同时其具备快速响应电网调频等众多优势，成为新能源电力市场发展的必然趋势之一。
配置成本还需进一步降低
目前，多个上市公司都在“新能源＋储能”领域进行布局。业内人士认为，各地支持“新能源＋储能”发展，将带动储能市场的发展，但会增加新能源项目的投资成本。目前储能市场发展缓慢，还处于初级阶段，成本仍较高。
其实，储能成本在过去十年间，每年平均下降10％至15％。多数专家认为，只有当锂电池成本下降至约0．35元／度电时才具备经济性，届时可再生配储能也将更具可行性。
市场预计，至碳中和阶段，电网侧调峰调频需求崛起，2030年储能投资市场空间将达到1．3万亿元，储能产业未来有望发展新机遇。
