下面是小编为大家整理的新型储能十四五发展规划（范文推荐）,供大家参考。
新型储能十四五发展规划
新型储能是指除抽水蓄能外以输出电力为主并对外提供服务的储能项目。发展新型储能对于构建全省具有更强新能源消纳能力的新型电力系统、实现“碳达峰、碳中和”战略目标具有重要意义。为加快推动新型储能健康有序发展，依据国家《中长期能源发展战略规划纲要(2021-2035 年)》《电化学储能电站安全风险隐患专项整治工作方案》《加快推动新型储能发展指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》和《国民经济和社会发展第十四个五年规划和二 O 三五年远景目标纲要》《“十四五”现代能源体系规划》《“十四五”电力发展规划》《“十四五”可再生能源发展规划》制定本规划。规划期为 2021-2025 年。
一、发展基础 (一)国内外发展现状 碳达峰、碳中和是一场能源革命，储能是实现能源变革的关键支撑。随着新能源在整个能源体系中的比重快速增加，储能迎来爆发式增长。为提升电力系统灵活性和调节能力，世界各国正在加快推动新型储能技术和产业发展，呈现出“百家争鸣”局面。截至 2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模 1.91 亿千瓦，其中抽水蓄能项目装机 1.72 亿千瓦，占比 90.3%，新型储能项目装机 1860万千瓦，占比 9.7%，其中锂离子、液流电池等电化学储能 1430
万千瓦、压缩空气储能 38 万千瓦、飞轮储能 38 万千瓦、其它类型储能 344 万千瓦。
近年来，我国新型储能规模化应用呈现良好发展态势，多种储能技术广泛应用于可再生能源开发、消纳、综合智慧能源系统、配电网、微电网，在技术装备研发、示范项目建设、商业模式探索、标准体系构建等方面取得实质性进展。新型储能参与辅助服务、削蜂填谷等市场化应用规模稳步扩大，对能源转型的支撑作用日益显现。越来越多的重点龙头企业投身新型储能、或者考虑跨界合作。截至 2020 年底，我国新型储能累计装机已达 330 万千瓦，排名世界第一，已基本实现由研发示范向商业化初期过渡。
(二)发展现状 高度重视新型储能产业与技术发展，首批国家示范项目取得推广应用，为构建我省新型电力系统、科学布局新型储能项目奠定良好基础。
新型储能发展扎实起步。新型储能主要包括电化学储能、机械储能、电磁储能、储氢等形式。目前，锂离子电池技术成熟度最高、应用最为广泛，投资成本相对较低，已基本实现商业化应用；液流电池技术最为安全，投资成本相对较高，占地面积较大，示范项目已取得成功应用；机械储能中压缩空气储能已实现 100 兆瓦级示范应用，结合废弃矿井或天然盐穴开发可大幅降低投资成本，飞轮储
能技术进入规模化实验示范；钠离子电池、储氢等其它创新储能技术处于研究示范阶段。
示范应用成效初步显现，截至 2020 年底，我省新型储能总装机 5.9 万千瓦/12.9 万千瓦时，涵盖磷酸铁锂、全钒液流、铁铬液流、铅酸电池等多种储能形式。国网电力公司风光储输示范工程已列入国家首批科技创新(储能)试点示范，是世界规模最大的风光储综合利用示范项目；地区首个“火电+储能”调频应用示范项目落地电厂，率先探索新型储能与传统火电融合发展的新模式；新区绿色智能微电网示范工程采用“储能十分布式能源”模式创造性地解决了局部微电网绿色电力安全稳定供应问题。
技术创新水平稳步提升。我省已有部分新型储能装备技术走到全国乃至世界前列，其中电投公司联合研究院开发的铁-铬液流储能电池技术处于国内领先水平；由工程热物理研究所研发、建设的100 兆瓦先进压缩空气储能项目已申请国家首台(套)科技装备，技术处于世界领先地位，设计效率达 70.4%。
商业模式得到有益探索。注重加快推动新型储能市场化商业化发展进程，商业模式不断得到创新突破，由初期的电源侧新能源发电配套、平滑出力减少弃电，逐步拓展到电网侧调峰调频辅助服务，用户侧峰谷价差套利等商业化运营模式，为新型储能参与电力市场交易提供有益探索。
二、面临形势
推动能源革命为新型储能技术与装备发展提供强大动力。新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，具有产品种类多、关联度高、服务领域宽、产品附加值高、生产技术密集等特点，既是推动能源革命的重要保障，也是富民强国的新兴产业，对于促进能源结构转型、保障能源安全供应、催生能源新业态、培育打造新的经济增长极具有重要推动作用。
构建新型电力系统为新型储能发展提供重大机遇，新型电力系统具有绿色低碳、灵活高效、多元互动、高度市场化等特征。传统电力系统作为实时平衡系统，灵活调节能力不足，新型储能应用可以逐步克服这一缺陷，未来随着储电、储氢、儲热、储冷等多元化储能技术融合发展，新型储能将成为电、热、冷、气、氢等多种能源子系统耦合转换的枢纽，大幅提升能源电力系统调节能力、安全保障能力和综合运行效率，助力构建以清洁电力为基础的低碳能源系统，并在构建具有更强新能源消纳能力的新型电力系统中发挥重要支撑作用。
加快新能源发展对新型储能提出迫切需求，截至 2020 年底，我省电力装机突破 1 亿千瓦大关，其中可再生能源发电装机规模已达到 4761 万千瓦，占比达到 48%，电力系统调峰调频压力凸显。“十四五”期间，我省将大力实施可再生能源“倍增计划”，到 2025年我省可再生能源发电装机规模将突破 1 亿千瓦，占比达到 60%左右，非化石能源占能源消费总量比重提高到 13%。由于新能源发
电的高比例接入，电力系统调蜂需求将进一步增加，亟需加快发展新型储能，提升电力系统灵活性，促进新能源高效消纳。
新型储能政策相继出台为产业发展指明方向。国家注重加强新型储能发展顶层设计，印发出台新型储能发展指导意见和实施方案，从强化政策引导、推动技术进步、完善体制机制、规范行业管理等方面完善新型储能产业政策，明确新型储能在构建清洁低碳、安全高效现代能源产业体系中的战略定位和发展目标，提出到 2025 年我国新型储能装机达 3000 万千瓦以上；规范新型储能项目管理，明确新型储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类市场的主体地位；鼓励支持可再生能源发电企业通过自建或购买调峰能力方式增加可再生能源发电装机并网规模，大幅提升新型储能推广利用水平，新型储能迎来重要机遇期。
新型储能技术不断突破为产业发展注入强劲动力。以锂离子电池为代表的电化学储能技术发展迅猛，近五年来能量密度提高了近一倍，系统成本下降约 60%，目前锂电池储能系统初步具备规模化商业化应用条件。全钒液流、铁-铬液流电池已取得突破性进展，安全性能较高。百兆瓦级先进压缩空气储能技术得到示范应用，系统效率预计提升至 70%以上，为商业化发展提供了技术支撑。飞轮储能、钠离子电池、固态电池、储氢等创新储能技术正在开展关键技术攻关与示范。当前，各类储能技术功发示范，呈现出百花齐放的良好局面。
新型储能产业发展面临一定困难和挑战。一是大多新型储能技术处于应用示范或规模化推广起步阶段，锂电池技术相对成熟，但安全性有待进一步提高；液流电池安全性相对较好，但能量密度较低、成本较高；镍氢电池成本低、通用性强、安全性好，但能量密度相对较低、电池寿命相对较短；压缩空气储能虽已实现百兆瓦级示范应用，但受不同地质条件影响投资成本相对较大；飞轮、超导、超级电容、固态电池、金属空气电池、储氢等新型储能尚处于技术研发试验示范阶段。二是储能项目建设和运营成本有待市场化疏导，需加大对“新能源+储能”、独立储能等建设模式的支持力度，研究制定新型储能电价政策。三是新型储能参与各类电力市场机制有待进一步完善，亟需加快推进电力市场体系建设，明确新型储能独立市场地位，营造良好市场环境。四是新型储能调度运行机制尚不健全，需进一步完善储能参与并网运行、辅助服务的相关规定，保障最大程度发挥储能作用。
三、总体思路 (一)指导思想 立足新发展阶段，完整准确全面贯彻新发展理念，积极服务和融入新发展格局，落实“四个革命、一个合作能源安全新战略，紧密图绕实现“碳达峰、碳中和”目标，着力构建具有更强新能源消纳能力的新型电力系统，将发展新型储能作为提升电力系统调节能力、安全保障能力和综合效率的重要抓手，以技术革新为内生动力，以市场机制为根本依托，以政策环境为有力保障，加快构建技术、
市场、政策多轮驱动良好局面，以稳中求进的思路推动我省新型储能实现市场化、产业化、规模化发展，为加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供有力支撑。
(二)基本原则 统筹布局、有序发展。坚持规划引领，优化建设布局，促进新型储能与新型电力系统各环节有机融合、协调发展。坚持能源革命方向，结合新型储能发展实际，合理确定新型储能总体目标，做到有序发展。
创新引领、示范先行，以“揭榜挂帅”方式加强关键技术装备研发，开展各类型大容量、高效率、高可靠性储能技术创新示范。加快推动商业模式和体制机制创新，在重点地区先行先试。推动新型储能技术革新、产业升级、成本下降，有效支撑新型储能产业可持续发展。
市场主导、政策驱动.大力推进电力体制改革和电力市场建设，营造公平竞争的市场环境。因地制宜探索灵活多样的商业模式，建立健全由源网荷共担的储能发展机制，支持储能电站独立参与市场交易或与发电设施联合接入电网，提供调峰调频等辅助服务，建立健全相关支持政策。
规范管理、保障安全.加强新型储能项目管理，建立健全储能技术、安全标准、检测认证体系，明确新型储能安全要求，强化企业
主体责任，加大地方政府安全指导和监管力度，确保新型储能项目健康安全发展。
(三)发展目标 在电源、电网、用户等环节广泛应用新型储能，增强源网荷储配套能力和安全监管能力，推动“新能源+储能”深度融合，实现一体规划、同步建设、联合运行，增强电网和终端储能调节能力。
到 2025 年，在大力发展煤电灵活性改造、燃气调峰电厂、抽水蓄能电站的基础上，综合考虑我省电力安全供应、系统调节能力、电网支撑和替代、用户侧等需求情况，全省布局建设新型储能规模400 万千瓦以上，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，具备规模化商业化应用条件。新型储能技术创新能力全面提高，其中，电化学储能技术明显提升，系统成本降低 30%以上，钒液流电池、铁铬液流、锌溴液流电池等实现产业化应用，钠离子电池、固态锂离子电池技术开展试点示范；百兆瓦级压缩空气储能、兆瓦级飞轮储能技术实现规模化应用；储氢等长时储能技术取得突破；复合型储能技术得到示范应用。新型储能可持续发展的市场机制和商业模式基本形成，配套政策与管理体系基本建立，新型储能产业体系日趋完备。
到 2030 年，实现新型储能全面市场化发展。新型储能产业体系成熟完备，技术创新水平名列前茅，市场机制、标准体系成熟健
全，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，助力实现双碳目标。
四、统筹布局新型储能工程，推动规模化发展 积极支持清洁能源电站配建新型储能设施，推动储能与各类电源协同优化运行，合理布局电网侧新型储能，探索用户侧储能多元发展新场景，拓展新型储能应用模式。重点构建我省新型储能“一核、一区、两带”发展格局，即以新区为核心打造新型储能研发创新高地，打造地区“风电光伏基地+储能”大规模综合应用示范区，打造“光伏+储能”规模化应用和装备制造示范带，打造沿海“新能源+储能”和“工业大用户+储能”多元化应用示范带。
(一)加快推进电源侧储能项目建设 积极发展系统友好型新能源电站配套储能，充分结合电力系统运行和新能源开发需求，在新能源富集地区全面推广“新能源十储能”的系统友好型新能源电站，实现储能与新能源发电的深度融合、联合运行，保障新能源高水平消纳利用。配合大型风电光伏基地开发，探索研究新型储能配置技术、合理规模和运行方式，支撑大规模新能源外送。新能源配建的新型储能设施应与新能源发电项目同步建设、同步投产。鼓励建设共享型儲能电站，新能源发电企业可采用购买或租赁方式获得共享储能电站服务。
推进多能互补项目配套储能建设.依托存量或新增电源送出通道或跨省输电通道，合理配置新型储能，统筹各类电源规划、建设、
运营，通过“风光水火储一体化”多能互补模式，促进大规模风电、光伏发电并网消纳，提升输电通道利用率和可再生能源电量占比，重点在区域实施一批多能互补示范项目，推进新型储能规模化应用。
发展常规电源+储能。鼓励燃煤电厂合理配置新型储能，与燃煤机组协调配合参与调频调峰等辅助服务。在调峰需求大的区域合理布局燃气电厂+储能项目，满足电力系统不同时间维度的调峰调频需求，提高系统灵活性和可靠性。探索利用退役火电机组既有厂址和输变电设施建设新型储能或风光储设备。
专栏 1 大基地项目电源侧配套储能试点示范 (1)县 100 万千瓦大型新能源基地项目。配套 15 万千瓦/30 万千瓦时储能项目，项目单位为三峡巨人能源有限公司。
(2)丰宁风光氢储 100 万千瓦大型新能源基地项目。配套 11.5万千瓦/23万千瓦时电化学储能及2000标方/小时碱性电解水制氢，项目单位为国华能源投资有限公司。
(3)加快推进纳入国家第二批大型风电光伏基地项目的建设。
(二)加强电网侧储能设施建设 统筹布局独立储能电站。围绕服务大电网、助力新能源高效消纳、保障电力安全供应等功能，科学有序布局新型独立储能电站，积极发挥新型独立储能在电力运行中顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动、系统备用等多种作用，为电网安全高效稳定运行提供服务。加...
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