作为我国能源转型的核心议题，新型电力系统的构建已然成为了一项紧迫任务，以适应新能源的快速发展和双碳革命的时代使命。

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文 / 王璟 编辑 / 杨倩

头图绘制 / DALL·E

来源 / 储能严究院

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「储能严究院」获悉，近日，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局三部委联合出台了《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（点击文末左下角阅读原文按钮，可直接下载），为双碳革命注入了一剂强心针。

从煤电到绿电，这项划时代的能源革命聚焦全球目光，“3060”的倒计时已启动。

作为我国能源转型的核心议题，新型电力系统的构建已然成为了一项紧迫任务，以适应新能源的快速发展和双碳革命的时代使命。

国家能源局电力司主要负责同志就此表示，新型电力系统是实现“双碳”目标的关键载体，保障能源安全的战略选择，应对电力转型挑战的有效举措。

他并针对上述方案介绍称，2024-2027年，三部委将开展9大专项行动，包括电力系统稳定保障、新能源外送攻坚、配电网高质量发展、智慧化调度体系建设、新能源系统友好性能提升、新一代煤电升级、电力系统调节能力优化、电动汽车充电设施网络拓展、需求侧协同能力提升，涵盖24项具体任务。其中18项与储能密切相关。

据悉，三部委将建立健全工作机制，加强指导协调，强化评估问效，研究完善配套支持措施，做好政策衔接，鼓励多元主体参与项目投资建设。

01

储能行业顶层设计

在业内专家看来，该文件意味着新型电力系统改革步伐加快，也是迄今为止最重磅的储能领域顶层战略方针。

该《行动方案》与电力行业改革，尤其储能行业关系密切，不仅多处直接提及储能，如：

充分发挥新型储能调节能力，通过建设一批共享储能电站、探索应用一批新型储能技术，加快实现新型储能规模化应用，同步完善调用和市场化运行机制。提升新型储能等新型主体涉网性能、创新新型有源配电网调度模式等。

此外，《行动方案》还从其他方面强化了储能的应用场景和地位：

推进构网型技术应用。根据高比例新能源电力系统运行需要，选择典型场景应用构网型控制技术。

打造一批系统友好型新能源电站。提高风电、光伏电站可靠出力水平，新能源置信出力提升至10%以上。

实施一批算力与电力协同项目。探索新能源就近供电、聚合交易、就地消纳的“绿电聚合供应”模式，提高数据中心绿电占比，降低电网保障容量需求。

建设一批智能微电网项目。

开展典型地区高比例需求侧响应。在尖峰负荷问题突出或新能源消纳困难的地区实施高比例需求侧响应，实现典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的5%～10%。

建设一批虚拟电厂。提升电力保供和新能源就地消纳能力。

以及完善充电基础设施网络布局、加强电动汽车与电网融合互动、建立健全充电基础设施标准体系等。

02

彰显电改铁腕决心

近年来，我国能源转型革命、电力体制改革来到关键节点，涉猎新型电力系统的多项重磅政策文件出台，密集释放出改革决心。

去年6月，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》，锚定“3060”战略目标，以2030年、2045年、2060年为构建新型电力系统的重要时间节点，制定新型电力系统“三步走”发展路径，即加速转型期（当前至2030年）、总体形成期（2030年至2045年）、巩固完善期（2045年至2060年），有计划、分步骤推进新型电力系统建设。

《蓝皮书》提出，安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合是新型电力系统四大基本特征，其中，清洁低碳是构建新型电力系统的核心目标，要求实现新能源与储能协调运行，加强储能规模化布局应用体系建设。

紧接着，2023年7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》等六项文件，会议强调要深化电力体制改革，相比《蓝皮书》更进一步明确了新型电力系统的“五大特征”，即清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能。同时强调要科学合理设计新型电力系统建设路径，有计划分步骤降低传统能源比重；要健全适应新型电力系统的体制机制等。

同日，国家电网有限公司董事长、党组书记辛保安在《中国电力与能源》上发表署名文章《新型电力系统构建方法论研究》，指出构建新型电力系统涉及领域多、影响范围广，是一场战略性、革命性、全局性变革。

辛保安同时明确了新型电力系统的五大定位，即：推进中国式现代化的基础保障、保障国家能源安全的必然选择、推进碳达峰碳中和的支撑平台、服务构建新发展格局的重要动力、实现能源高质量发展的有机载体。

辛保安还阐明，新型电力系统是国家现代化重大工程和破解经济、能源和环境协同发展瓶颈的重要聚焦点；在产业链方面，强调刻画新型电力系统产业全景，创新产业投融资方式，围绕新型储能、电碳协同等重大技术创新方向，加快新兴产业布局和培育。

03

储能调度仍待提高

作为新型电力系统的破局关键点，储能将发挥“棋眼”的作用。不过，虽然储能前景大好，目前仍存在不少问题与“堵点”。

国家能源局最近的新闻发布会披露，国家电网公司经营区2024年上半年新型储能等效利用小时数达390小时、等效充放电次数约93次，较2023年上半年分别提高约100%、86%。但日均利用2.16小时、日均充放电0.51次，仍然显著低于设计目标。

中电联相关报告也指出，2023年电化学储能电站的平均利用率指数为27%，日均运行3.12小时，年均运行1139小时。

“国内储能项目大部分建而不用，投资主体通常都是五大六小发电集团，储能电站对它们没有价值，只是为了换取新能源指标。”一名业内人士对「储能严究院」表示。

一家头部储能系统集成商高管透露，储能投资商危机感很强，随着投资收益率逐年下滑，加上电价下行、未来不确定性加大，它们不得不降低一次性初始投资，因此会在招标中把价格作为重要指标，牺牲了储能安全方面的考量，这将埋下重大的安全隐患。

中国工程院院士刘吉臻曾直言，“风光配储”是瞎胡闹，不仅成本高，而且大部分没有投入运营，连数据都调不出来。储能在需求侧应用要远远好于网侧和源侧。

因此，这次他特别关注到了《行动方案》中对于储能电站调运的措施。他撰文指出，针对新能源渗透率提升带来的电力系统“双高”特性问题，《行动方案》提出了提升新能源系统友好性、提高新能源配储电站调节能力两大措施。

其中，包括加强电站升级改造，并对已配置新型储能但未有效利用的新能源电站进行构网型特性升级改造，提升惯量响应、一次调频、主动调压、阻尼能力等系统关键指标。以及整合源储资源，最大限度提升新能源配储的调节能力和运行效率；完善市场规则，提高储能系统的市场化运行水平和经济效益。

他认为，这些措施旨在适应能源转型，保障电力供应的连续性和稳定性，提高新能源在能源保供增供中的可靠性和效率。

随着电力改革这场攻坚战的纵深推进，储能黄金时代的大幕正在缓缓揭开。道路曲折，但光明在望。