储能节电
送分别约占50%;第二批基地主要以外送为主。以外送为主的光伏基地因远距离输送将大幅抬升其总成本;由于新能源出力不均匀，不能满足直流通道输送的要求，需要送端基地配套火电、储能等调节电源保障新能源电力的
端直流消纳成本(即通过配套火电或储能将送出曲线调整为直流技术可接受波形的成本)、受端市场消纳成本(即直流送电曲线与用户曲线不匹配时，在受端市场上购售电产生的损失)。为简化说明，首先在不考虑受端市场消纳
权等支持政策。启动综合能源站规划编制，加强充换电、新型储能、加氢等配套基础设施建设，加快推动主城中心城区加氢站建成投运和成渝、渝万高速沿线等加氢站布局。积极推进车船用LNG发展，修订高速公路服务区
用水、用电、用气阶梯价格制度。完善分时电价政策，有效拉大峰谷价差和浮动幅度，引导用户错峰储能和用电。逐步扩大新能源车和传统燃料车辆使用成本梯度。完善城市公共交通运输价格形成机制，综合考虑城市承载能力、企业
转型体制机制和政策措施的意见》，加强能源转型政策保障。出台《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，激发市场活力，推动构建新型电力系统，支撑新能源消纳。出台《十四五新型储能发展实施方案》，引导
新型储能规模化、产业化、市场化发展，目前累计装机已超过400万千瓦。出台《进一步提升电动汽车充电基础设施服务保障能力的实施意见》，突破充电基础设施发展瓶颈，支撑新能源汽车产业发展，前3个月全国新增充电基础
充电桩与分布式新能源一体化建设，推动新能源汽车与新能源融合发展。
3.有序推进太阳能热发电发展。
发挥太阳能热发电储能调节能力和系统支撑能力，在阿拉善、巴彦淖尔、鄂尔多斯，布局建设长时储热型太阳能热
。
2.提升新能源电力支撑能力。
统筹新能源高比例发展与电力安全稳定运行，加快电力系统数字化升级和新型电力系统建设。
创新新能源高比例配置储能技术水平，提高新能源能量转换效率，提升新能源功率预测
在双碳目标背景下，我国电力系统将向以新能源为主体的新型电力系统转型。储能作为灵活调节电源在新型电力系统中承担重任。然而，目前除抽水蓄能外，新型储能技术仍处于商业化和规模化发展初期，相关的电价政策和
市场机制还不够完善，存在成本疏导不畅、有效利用率不高、社会主动投资意愿较低等问题，不利于行业健康可持续发展和双碳目标的实现。为促进储能产业健康可持续发展，推动社会参与储能投资建设和运营的积极性，引导储能
大幅提升迫切需要灵活调节电源来保持电网的安全稳定运行，加快抽水蓄能电站建设是构建以新能源为主体的新型电力系统的内在需要。
中国电建集团总工程师周建平分析，从储能技术原理、全生命期经济性、环保和安全
万亿千瓦时，电量占比超过50%，成为电量供给的主体。
基于此规模，即使仅考虑15%至20%的调节电源配比，对储能调节能力的要求也在7.5亿千瓦~10亿千瓦。
与此同时，风光作为间歇性能源，急需储能配合使用，风光行业未来有望成为储能的最大增量市场!
原标题：抽水蓄能迎来万亿风口！
在能源系统结构中比重不断提升，但其波动性、间歇性和随机性特点也给电网安全稳定运行带来挑战。
源网荷储一体化模式提出电源、电网、负荷、储能整体解决方案，促进供需两侧精准匹配，有效解决清洁能源消纳及其
源网荷储一体化示范项目落地，成为行业内首个吃螃蟹的企业，创造了可复制可推广的开发新模式。2020年，该项目荣获中国能源创新项目奖。
2021年底，该项目首批50万千瓦实现并网。项目将新能源和储能同场
。进一步深化电力辅助服务市场改革，拓宽交易主体，推进储能设施、各类灵活性调节电源参与电力辅助服务市场，推动建立各类电源、电力用户参与辅助的费用分担共享机制。提高辅助服务补偿力度，通过市场手段充分挖掘
600 万千瓦。积极开展以集中共享式电化学储能为重点的新型储能示范应用，提升电力系统灵活调节能力，2023 年底前建成投产电化学储能容量不低于 150 万千瓦/300 万千瓦时。
三、主要任务
电源，新型电力系统对储能电源的需求更加迫切。抽水蓄能作为被广泛认可的综合性安全调节电源，对保障电网安全也具有重大意义。 曹志安认为，抽水蓄能是目前公认的最安全、最稳定、最成熟、最环保、最经济的储能方式，大力发展
调节电源作为电网的坚强支撑。否则，电网的安全性(转动惯量)和调峰需求将无法得到有效保障。只有超过日间储能的经济性大幅下降至(新能源+储能综合LCOE)与(燃煤火电LCOE+碳价)之下，其安全性得到有效
