当前，电力行业碳排放占全社会排放总量的37%，行业排行第一，而且由于社会消费电气化的影响还可能提升。因此，要实现“双碳”目标，必须构建新型电力系统，不断提升新能源发电量占比。预计到2030年和2060年，我国新能源发电量占比将超过25%和60%，电力供给逐步实现零碳化。
高比例新能源渗透的电力系统可靠稳定性挑战
新能源大规模并网对传统发电站可发挥电量替代作用，但是由于其具有较强的间歇性、波动性和随机性，高峰时段端置信容量有限，难以有效发挥顶峰作用，导致电力平衡困难，尤其在极端天气条件下，新能源发电出力受限，设备耐受力脆弱，持续可靠供电面临困难。
另一方面，大规模新能源并网导致电力系统高度电力电子化特征，对系统的安全稳定运行提出了新挑战。近年来，国内外发生的多起新能源大规模并网相关的事故事件，比如英国“8·9”大停电事故、新疆哈密“7·1”次同步振荡等，均表明了以新能源为主体的新型电力系统的安全稳定问题由传统工频段扩展到中高频段，呈现宽频振荡等新特征，需要加强相关保障技术研究。
规模化储能对新型电力系统的重要支撑作用
电力储能可多时间尺度供电，响应快速，调节灵活，应用于电力系统发、输、配、用各个环节，是解决大量新能源并网引起的电力平衡问题和系统稳定性风险的关键支撑技术。
电网侧储能通过提高电力与电量平衡的协同度，提升清洁能源消纳能力、大电网安全稳定运行水平和电网投资运行效率，在电网调峰、调频、缓解阻塞、电压支撑与无功控制、故障紧急备用等方面发挥“四两拨千斤”的作用。电源侧储能与电源有机结合，提升电源的电网响应特性和效率，缓解新能源的间歇性、随机性和波动性对电网影响。而用户侧储能则提高用电质量，降低配电网高峰容量需求，弥补分布式电源出力和新兴负荷随机性对电网的冲击，带动电网整体供电质量的提升。
随着储能技术的快速发展，在规模化储能的支撑下，新能源并网存在的问题将得到解决，推动能源革命的实现。
大力推进储能规模化应用
作为最长时间尺度的储能种类，传统抽水蓄能技术在国内应用成熟，是电网调节的重要工具。虽然装机规模世界第一，但相对于日本装机容量占8%和国内系统调节比合理需求值5%，我国抽水蓄能开发量偏低，仅有1.43%，而响应特性和调节性能更好的可变速抽水蓄能技术还被国外垄断。新型储能发展快速，被作为调峰、调频、调压的灵活性资源，尤其锂电池得到广泛应用，但存在寿命、安全和经济性等方面的问题，规模化应用还需要从电网应用、安全运维、降本增效、市场机制等方面加强研究。因此建议从以下几个方面加大力度，推动储能技术研究与应用。
（一）加大传统抽水蓄能的开发利用力度
在双碳目标驱动下，应加大抽水蓄能的开发力度，提升抽水蓄能在电力系统中的占比，优化电源结构。在技术层面，充分发挥抽水蓄能容量大、调节能力强、安全可靠的特点，围绕新能源并网需要，研究开发可变速抽水蓄能机组，提升机组的响应和调节特性；因地制宜，开发中小型抽水蓄能，推进常规水电改造抽水蓄能。
（二）加强新型储能技术研究
坚持储能技术多元化，面向电网调节需要，根据不同时间尺度需求，推进高安全、低成本、高可靠、长寿命的新型储能本体技术研究；开展构网型储能技术研究，实现高比例可再生能源主动支撑；开展储能系统智能化运维技术研究，实现储能系统可靠运行；开展规模化储能系统集群智能协同控制及灵活储能资源虚拟电厂聚合互动调控技术研究，实现储能在电网中的规模化应用效应；突破储能安全难题，实现储能隐患故障状态的诊断及火灾预警、灭火及抑爆，保障储能系统安全运行。
（三）发挥电力市场对储能资源配置的作用
通过完善电力市场机制，发挥市场调节资源配置作用，推动储能规模化应用。研究解决储能参与电力市场的独立身份问题，建立抽水蓄能、新型储能、储能聚合商参与中长期、现货能量市场、辅助服务市场交易机制，设计灵活多样的市场化需求侧响应交易模式，完善调频、调峰、备用等辅助服务市场品种。研究电源、电网、储能之间利益分配机制，合理疏导储能参与系统调节成本；推动建立健全峰谷电价、尖峰电价、可中断负荷电价等需求侧管理电价机制，促进用户侧储能参与系统调节。
（四）规范管理，保障储能有序发展
以技术标准为抓手，从储能的基础通用、规划设计、施工验收、运行维护、检修试验、安全及技术管理等多方面规范储能行业发展；以规划为导向，合理布局储能工程建设，发挥储能运行效益；以市场调节为优化，不断完善电力市场，发挥市场正常调节作用，促进优胜劣汰，同时避免劣币驱赶良币的恶性竞争；以政府监督为保障，确保各项管理机制正常运作和持续改进，推动储能的健康有序发展。
前景展望
在构建新型电力系统需求推动下，储能技术将会更快速发展。南方电网公司拟在未来十五年新建成3500万千瓦抽水蓄能，未来十年建成电池储能4000万千瓦。在此目标的推动下，南方电网电源结构将发生质的改变，为新能源的大规模建设和并网运行打下坚实基础，支撑新型电力系统的建设，助力“双碳”目标的实现。