当前，随着新型电力系统的推进建设，如何更好平衡新能源消纳与电网安全稳定运行间的关系、把随机波动性的新能源转变为稳定可靠的能源供给，成为重要课题。这其中，储能大有可为，它将有效助力能源低碳绿色转型。

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此前，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（以下简称《指导意见》）。随后，浙江省发展改革委、浙江省能源局发布了《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》（以下简称《实施意见》），提出加快新型储能技术创新，建立健全配套机制，实现新型储能高质量发展。这也是浙江能源电力发展史上首个推动储能发展的省级文件。

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近期，国网浙江省电力有限公司也出台了关于支持服务浙江新型储能示范应用的实施意见，将重点突破电源侧和电网侧储能，协同推进用户侧储能发展，实现“新能源＋共享储能”、储能配额制等规模化发展。

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政策层层加推，促使新型储能产业发展迎来新的历史机遇。

新型储能规模化发展的“理想”与“现实”

推进先进储能技术规模化应用，将成为支撑能源转型“弯道超车”的重要手段，也将为能源安全供应增加一把保险锁。

我国储能产业发展在2020年实现了重大突破。《2021年储能产业研究白皮书》显示，2020年新增投运项目中，储能在新能源发电侧的装机规模最大，同比增长438％。未来新型储能还将呈现爆发式增长。

但进入新阶段，新型储能规模化发展也面临新挑战。当前储能发展运营过程中，仍存在运行模式单一、状态评估手段缺乏、安全防控体系不完善及市场交易机制不健全等问题，技术及机制瓶颈也导致储能成本居高不下，难以充分发挥储能在新型电力系统中的作用。

在发电企业方面，目前全国多省市出台“新能源＋储能”地方政策，但落地执行难，主因是新能源配套建设储能会增加超过9％的初始投资，同时储能盈利空间还待挖掘，运维管理成本高，在缺少政策强约束的情况下，新能源发电企业投资意愿不强烈。

在电网企业方面，电网侧储能电站作为保障性、替代性的基础设施的定位尚不明确，其上网电价、充电电价缺乏统一的价格形成机制，在现货市场、辅助服务市场中缺乏主体地位，储能电站调节价值难以兑现，成本疏导机制尚不健全，电网公司无法大规模投建。