近年来，我国风电、光伏为代表的可再生能源发电实现了跨越式发展，装机规模稳居世界首位。根据国家能源局统计数据，截至2022年5月，风电、光伏并网装机超6.7亿千瓦，占全国发电总装机量的27.7%，能源结构调整、减碳降碳效果明显。然而，由于可再生能源发电具有波动性、间歇性特点，对电网消纳能力、调峰调频能力、传输容量都形成了较大压力，储能设施的刚性需求较为迫切。

｜加大发电侧储能建设投入，改善弃风弃光现象

为消纳可再生能源发电，我国持续加大发电侧储能的建设投入。截止到2021年底，我国储能市场累计装机功率43.44GW，位居全球第一。加大发电侧储能设施配置力度，一方面可保证新能源发电的稳定性和连续性，另一方面可有效降低可再生能源弃风弃光电量，全国弃风弃光率分别由2016年的17%、10%下降至2021年的3.1%、2%，可再生能源资源浪费持续改善。未来，应进一步增加“风—光—储”一体化设施建设，加大对储能设施建设和储能技术创新的支持力度，减少弃风、弃光率，避免弃电损失。

｜加快电化学储能电站建设，进一步提升技术经济性

在各类储能技术中，抽水蓄能具有成本低、稳定性好等优势，市场占比达到86.5%，但受地理环境制约、建设周期长等因素影响，近年装机功率占比持续下降。随着锂离子电池尤其是磷酸锂铁电池技术的成熟和成本的下降，电化学储能电站单位造价正逐步接近抽水蓄能电站，且具有选址灵活、响应快速的特点，性价比逐步显现，电化学储能电站的经济性拐点已经到来。加快推动电化学储能电站建设，一是统筹规划布局，加快完善建设技术规范和行业标准。二是加速推动电化学储能领域的国家重点研发计划，攻克电化学储能的安全性、效率、寿命、储能时长等问题。三是探索适合储能电站发展的电价机制，促进电化学储能经济性的进一步提升。

｜探索氢储能模式，建设多能互补的储能生态

氢储能具有储能密度高、调节周期长、储能容量大、用途多样等特点，是极具潜力的新型大规模储能技术，可与电化学储能等其他储能方式有效结合。但现阶段氢储能仍面临整体转化效率偏低、燃料电池成本偏高、技术成熟度和系统寿命不足等因素限制，尚未得到大规模发展。发展高效氢储能，一是要加快核心技术攻关、关键部件国产化以及重点人才培养，建立氢储能创新平台，加大氢储能示范力度。二是积极推动燃料电池汽车示范应用，有效提升氢能的多元化使用。三是因地制宜布局氢储能设施，开展“风-光-氢-储”一体化发展，加快多能互补的储能生态建设，提高新能源电力的整体消纳水平，促进可再生能源发电的健康发展

原标题： 加大储能设施建设力度，助力可再生能源发展