在集中式光伏、风电基地布局大容量储能已成为各地优化新能源消纳的重要方式，不仅直接减 少弃光，还提升了整个能源系统的效率和可持续性，“集中式光伏+储能”成为寄予厚望的储能应 用场景。根据国家发改委和国家能源局编制的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027 年）》，截至2024年底，我国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万干瓦/1.68亿干瓦 时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130% 4。 解决弃光要加强电网调峰、储能和智能化调度能力建设，提升电力系统调节能力。为此，2024 年 《国家发展改革委国家能源局关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》、《国家能 源局关于促进新型储能并网和调度运用的通知》接连出台，提出推进储能能力建设，大力提升电网优化 配置可再生能源能力，充分发挥大电网优化资源配置平台作用，加强可再生能源基地、调节性资源和输 电通道的协同，强化送受端网架建设，支撑风光水火储等多能打捆送出。加强区域间、省间联络线建设， 提升互济能力，促进调峰资源共享。探索应用柔性直流输电等新型输电技术，提升可再生能源高比例送 出和消纳能力。 供压力不断增大，作为重要的灵活性调节资源，新型储能成为构建新型电力系统的客观需要。他预 深化新能源上网电价市场化改革，是解决弃光问题的有力抓手。2025年1月，《国家发展改革委 计三年内全国新增装机容量超过1亿干瓦，2027年底达到1.8亿干瓦以上，带动项目直接投资约 2500亿元。 号）》出台，核心变化是“新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场， 上网电价通过市场交易形成“。该政策一方面可引导光伏发电项目向用电负荷中心、电网接纳能力强的 《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》提出，鼓励新型储能全面参与电能 地区合理布局，而且通过价格信号可调动发电侧（主动调峰／储能）、电网侧（跨区输送）、用户侧（主 量市场。推动“新能源+储能”作为联合报价主体，一体化参与电能量市场交易。推进具备独立计 动消纳）和储能侧（套利）四方的积极性，有助于光伏发电行业消纳、补贴、效率等核心问题，建设以 量、控制等技术条件，符合相关标准规范和电力市场注册基本条件，具有法人资格的新型储能项目， 新能源为主体的新型电力系统。 作为独立主体参与电能量市场。有序推动新型储能参与中长期市场。 在培育试点应用场景方面，这份行动方案要求各地重点围绕电源侧、电网侧及其他多场景应用 方向，依托大数据、云计算、人工智能等前沿技术，创新"人工智能+”应用场景，培育一批技术领先、 应用前景好、可复制性强的新型储能应用场景。46 当前，集中式光伏发电为主的新疆、青海、内蒙古等地已有多个光储一体项目，分布式光伏装 机量占比较高的大省则在城市充电站、高速公路服务区、工业园区、住宅区等引入综合性新能源充 电设施，积极推动光储充一体化建设。一些大型集中式光伏发电项目还通过光氢储一体实现高效的 能量转换与储存，并结合氢能生产环节，通过电解水制氢的方式，进一步提升能源利用效率，实现 绿电就地消纳、转化应用。 46.赵雅晴，赵坤.两部门印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》预计三年内全国新型储能新增装机超1 瓦/120兆瓦时储能站、制氢能力1500标方／小时及加氢能力500 亿干瓦[N].中国能源新闻网.2025-9-12.htps/www.cpnn.com.cn/news/hy/202509/t20250912_1831552_wap.html 公斤／天的制氢加氢站。摄影：绿色江南