在一系列利好政策推动下，“新能源+储能”项目快速在全国范围内铺开。
今年以来，山西、山东、宁夏、青海、内蒙古等多地陆续出台新能源配置储能方案。
据不完全统计，今年已有十余个省份要求新能源电站配置储能，配置比例多要求在10%以内，目前相关项目正在加速落地。
大力发展储能产业，是我国新能源装机规模快速扩张的必然要求。
与常规电源相比，新能源发电单机容量小、数量多、布点分散，且具有显著的间歇性、波动性、随机性特征。
随着新能源大规模开发、高比例并网，电力电量平衡、安全稳定控制等将面临前所未有的挑战。
截至2020年底，我国风电、太阳能发电装机约5.3亿千瓦，占总装机容量的24%。
未来新能源仍将保持快速发展势头，预计2030年风电和太阳能发电装机达到12亿千瓦以上，规模超过煤电，成为装机主体。
无论是集中式新能源规模化集约化开发，还是分布式新能源就近消纳，都离不开储能技术的支持。
为鼓励储能产业发展，利好政策密集出台。
此前，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。
到2030年，实现新型储能全面市场化。
《指导意见》还从国家层面首次提出装机规模目标：预计到2025年，新型储能装机规模达3000万千瓦以上，接近当前新型储能装机规模的10倍。
国家能源局能源节约和科技装备司二级巡视员刘亚芳说，下一步，要统筹引导发展规模和布局，充分发挥储能提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力的作用，避免无序建设和利用不足问题；强化技术创新，攻克短板技术，并以技术进步推动成本下降和规模化发展，提升本体安全性和可靠性；同时，完善政策配套和市场环境，充分体现储能的系统价值，通过市场机制实现盈利，培育成熟的商业模式。
在确保安全发展的前提下，储能产业还要坚持多元化发展路线。
专家表示，不同技术路线各有优劣，选择何种技术路线，装机如何匹配，绝不能仅跟着资本的指挥棒来走。
有关部门要做好顶层设计，结合我国现有的工业环境、技术水平、成本造价等因素，准确选择适合我国国情的储能技术给予重点支持、培育。
同时，针对争议较大的储能技术，要谨慎扩大商业化运营。
作者：本报记者 王轶辰
