日前，青海省人民政府办公厅印发《青海省“十四五”能源发展规划》。文件中明确到2025年，力争建成电化学等新型储能600万千瓦。目前青海已经建成的电化学能源36万千瓦，从36万到600万，这是个雄心勃勃的规划。
《规划》提出的发展目标：
2025年规划目标。全面建成国家清洁能源示范省，国家清洁能源产业高地初具规模，在能源领域争取开展碳达峰试点示范。以 “双主导”带动 “双脱钩”，打造以非化石能源为主的“多极支撑、多元消纳、多能互补”能源生产消费体系，建立安全高效的能源保障储备体系,探索构建以新能源为主体的新型电力系统，突破清洁能源关键核心技术并加快推广，重点领域和关键环节改革取得实质性进展,促进能源开发利用方式转变的市场体系进一步完善。
2035年远景目标。建成亿千瓦级的“柴达木清洁能源生态走廊”、亿千瓦级黄河上游100%绿色能源发展新样板、千亿级光伏光热产业集群、千亿级锂电产业基地。加快能源领域碳中和步伐，实现 “双脱钩”，构建能源发展与生态环境相协调的现代能源体系，建成国家清洁能源产业高地，为优化全国能源结构，实现碳中和目标作出 “青海贡献”。
《规划》重点任务中与储能相关的内容有：
1、积极打造国家级光伏发电和风电基地。积极推进光伏发电和风电基地化规模化开发,形成以海南千万千瓦级多能互补100％清洁能源基地、海西千万千瓦级“柴达木光伏走廊”清洁能源基地为依托,辐射海北、黄南州的新能源开发格局。以生态保护为前提,探索三江源地区新能源开发新模 式。创新技术发展模式,示范推进光伏、与水电、光热、天然气一体化友好型融合电站,实现可再生能源基地的安全稳定运行。力争到2025年,海西、海南州新能源发电装机容量分别超过3000万千瓦和2500万千瓦。目前青海省提出的新增光伏和风电装机储能配置比例是10%。
2、加快推动分布式新能源发展。在环青海湖、三江源、河湟谷地等区域,因地制宜发展农光、牧光、林光、光伏治沙等多种形式的光伏应用,促进光伏应用与其他产业发展相融合。利用大型工业园区、矿山油田、经济开发区、公共设施、农业园区、居民住宅、高速公路等屋顶及空闲土地空间,整县推动分布式光伏发电应用,积极发展分散式风电,扩大分布式清洁能源就地开发、就地消纳。
3、积极发展优质调峰电源。按照新一轮抽水蓄能中长期规划，积极推动抽水蓄能电站建设。开工建设贵南哇让、格尔木南山口抽水蓄能电站，推动玛尔挡(同德、玛沁)抽水蓄能电站前期工作，力争开工建设，加快龙羊峡抽水蓄能电站研究论证工作，实现电力系统中长周期储能调节。开展太阳能热发电参与系统调峰的联调运行示范，提高电力系统安全稳定水平，力争光热装机达到121万千瓦。发挥好化石能源兜底保障作用，合理控制煤电规模。发挥燃气电站深度调峰和快速启停等优势，结合天然气供应能力和电力系统发展需求，因地制宜合理布局燃气电站，力争“十四五”末建成装机300万千瓦。
4、加快推动黄河上游梯级储能电站建设。挖掘黄河上游梯级大型水库电站储能潜力，推动常规水电、可逆式机组、储能工厂协同开发模式，提高电力系统长周期储能调节能力。加快开展黄河梯级电站大型储能项目研究，推动玛尔挡、茨哈峡等可逆式机组梯级电站储能项目前期工作，积极推进龙羊峡—拉西瓦等储能工厂建设，形成水能循环利用的梯级储能电站。争取“十四五”期间开工建设100万千瓦的水电梯级储能工厂。
5、全面推进电化学等新型储能设施建设。积极开展电化学、压缩空气等各类新型储能应用。依托青海盐湖资源优势，积极推广“新能源＋储能”模式，开展压缩空气、飞轮等储能试点，探索建立共享储能运行模式，推动电源侧、电网侧和用户侧百万千瓦级化学储能示范建设，提高电力系统中短周期储能调节能力。到2025年，力争建成电化学等新型储能600万千瓦。
6、提高能源需求侧响应能力。加强能源供需统筹协调，通过市场化手段，推动实施需求侧响应，引导电力用户及新能源汽车等需求侧资源响应调节，提高能源系统经济性和运行效率，到2025年需求侧响应能力达到最大用电负荷的3％左右。加快推动工业领域负荷参与电力需求侧响应，加强蓄热电锅炉、５G基站以及盐湖化工、有色等高载能行业间歇性负荷的需求侧管理。积极推进需求侧终端设备智能化改造和需求侧响应管理平台建设。探索电动汽车有序充放电运营模式，挖掘电动汽车等生产生活充放电设施在调峰方面的潜力，提升清洁能源本地消纳能力。
7、积极推动新型储能示范。围绕新型储能关键技术、关键材料，开展技术研发，谋划建立储能相关标准体系，并加强与现行能源电力系统相关标准的有效衔接。积极推动多能互补绿色储能国家重点实验室建设，开工建设储能实证基地，开展不同类型储能设施性能验证和评价，优化技术并降低成本，为国家能源战略实施提供理论依据和技术支撑。加强储能安全管理，探索建立覆盖安全设计、电气安装、运维管理、消防灭火、应急管理、退役管理等全方位全寿命周期技术、安全标准。聚焦新能源配套储能，开展储能并网性能研究，规范新增风电、光伏配置储能要求，研究制定规模化储能集群智慧调控系统，推进储能先行示范区建设。
8、推进清洁能源技术创新。加强技术攻关，推动清洁能源技术及设备提质增效，构建科技引领的能源创新体系。加快高效率低成本光伏电池技术研究，提高光电转换效率。开展高海拔、低风速高原型风机研究，提升风电转换效率。促进新能源涉网性能改进升级，提高主动支撑能力和快速响应能力，具备参与系统高频、低频扰动快速调整能力，加强高比例清洁能源电力系统稳定性可靠性技术研究，支撑清洁能源高比例消纳和大规模外送。突破长时光热发电关键技术，推进成本快速下降。
9、持续壮大清洁能源产业。集群化发展清洁能源产业，持续壮大以新能源发电成套装备、关联设备制造为主体的产业链。从晶体硅电池、风力发电、新型电力系统等方面入手，构建线上线下全面支持的清洁能源产业生态圈，形成省内自主品牌。发挥盐湖锂资源优势，引进并培育锂电及配套企业，构建锂电产业链，为新型储能提供产业支撑。扩展全生命周期循环利用新模式，培育退役风机、光伏电池板、废旧锂电池回收产业链。发展新能源汽车装备制造、充换电相结合的新能源汽车产业生态链。
《规划》提出的发展目标：
2025年规划目标。全面建成国家清洁能源示范省，国家清洁能源产业高地初具规模，在能源领域争取开展碳达峰试点示范。以 “双主导”带动 “双脱钩”，打造以非化石能源为主的“多极支撑、多元消纳、多能互补”能源生产消费体系，建立安全高效的能源保障储备体系,探索构建以新能源为主体的新型电力系统，突破清洁能源关键核心技术并加快推广，重点领域和关键环节改革取得实质性进展,促进能源开发利用方式转变的市场体系进一步完善。
2035年远景目标。建成亿千瓦级的“柴达木清洁能源生态走廊”、亿千瓦级黄河上游100%绿色能源发展新样板、千亿级光伏光热产业集群、千亿级锂电产业基地。加快能源领域碳中和步伐，实现 “双脱钩”，构建能源发展与生态环境相协调的现代能源体系，建成国家清洁能源产业高地，为优化全国能源结构，实现碳中和目标作出 “青海贡献”。
《规划》重点任务中与储能相关的内容有：
1、积极打造国家级光伏发电和风电基地。积极推进光伏发电和风电基地化规模化开发,形成以海南千万千瓦级多能互补100％清洁能源基地、海西千万千瓦级“柴达木光伏走廊”清洁能源基地为依托,辐射海北、黄南州的新能源开发格局。以生态保护为前提,探索三江源地区新能源开发新模 式。创新技术发展模式,示范推进光伏、与水电、光热、天然气一体化友好型融合电站,实现可再生能源基地的安全稳定运行。力争到2025年,海西、海南州新能源发电装机容量分别超过3000万千瓦和2500万千瓦。目前青海省提出的新增光伏和风电装机储能配置比例是10%。
2、加快推动分布式新能源发展。在环青海湖、三江源、河湟谷地等区域,因地制宜发展农光、牧光、林光、光伏治沙等多种形式的光伏应用,促进光伏应用与其他产业发展相融合。利用大型工业园区、矿山油田、经济开发区、公共设施、农业园区、居民住宅、高速公路等屋顶及空闲土地空间,整县推动分布式光伏发电应用,积极发展分散式风电,扩大分布式清洁能源就地开发、就地消纳。
3、积极发展优质调峰电源。按照新一轮抽水蓄能中长期规划，积极推动抽水蓄能电站建设。开工建设贵南哇让、格尔木南山口抽水蓄能电站，推动玛尔挡(同德、玛沁)抽水蓄能电站前期工作，力争开工建设，加快龙羊峡抽水蓄能电站研究论证工作，实现电力系统中长周期储能调节。开展太阳能热发电参与系统调峰的联调运行示范，提高电力系统安全稳定水平，力争光热装机达到121万千瓦。发挥好化石能源兜底保障作用，合理控制煤电规模。发挥燃气电站深度调峰和快速启停等优势，结合天然气供应能力和电力系统发展需求，因地制宜合理布局燃气电站，力争“十四五”末建成装机300万千瓦。
4、加快推动黄河上游梯级储能电站建设。挖掘黄河上游梯级大型水库电站储能潜力，推动常规水电、可逆式机组、储能工厂协同开发模式，提高电力系统长周期储能调节能力。加快开展黄河梯级电站大型储能项目研究，推动玛尔挡、茨哈峡等可逆式机组梯级电站储能项目前期工作，积极推进龙羊峡—拉西瓦等储能工厂建设，形成水能循环利用的梯级储能电站。争取“十四五”期间开工建设100万千瓦的水电梯级储能工厂。
5、全面推进电化学等新型储能设施建设。积极开展电化学、压缩空气等各类新型储能应用。依托青海盐湖资源优势，积极推广“新能源＋储能”模式，开展压缩空气、飞轮等储能试点，探索建立共享储能运行模式，推动电源侧、电网侧和用户侧百万千瓦级化学储能示范建设，提高电力系统中短周期储能调节能力。到2025年，力争建成电化学等新型储能600万千瓦。
6、提高能源需求侧响应能力。加强能源供需统筹协调，通过市场化手段，推动实施需求侧响应，引导电力用户及新能源汽车等需求侧资源响应调节，提高能源系统经济性和运行效率，到2025年需求侧响应能力达到最大用电负荷的3％左右。加快推动工业领域负荷参与电力需求侧响应，加强蓄热电锅炉、５G基站以及盐湖化工、有色等高载能行业间歇性负荷的需求侧管理。积极推进需求侧终端设备智能化改造和需求侧响应管理平台建设。探索电动汽车有序充放电运营模式，挖掘电动汽车等生产生活充放电设施在调峰方面的潜力，提升清洁能源本地消纳能力。
7、积极推动新型储能示范。围绕新型储能关键技术、关键材料，开展技术研发，谋划建立储能相关标准体系，并加强与现行能源电力系统相关标准的有效衔接。积极推动多能互补绿色储能国家重点实验室建设，开工建设储能实证基地，开展不同类型储能设施性能验证和评价，优化技术并降低成本，为国家能源战略实施提供理论依据和技术支撑。加强储能安全管理，探索建立覆盖安全设计、电气安装、运维管理、消防灭火、应急管理、退役管理等全方位全寿命周期技术、安全标准。聚焦新能源配套储能，开展储能并网性能研究，规范新增风电、光伏配置储能要求，研究制定规模化储能集群智慧调控系统，推进储能先行示范区建设。
8、推进清洁能源技术创新。加强技术攻关，推动清洁能源技术及设备提质增效，构建科技引领的能源创新体系。加快高效率低成本光伏电池技术研究，提高光电转换效率。开展高海拔、低风速高原型风机研究，提升风电转换效率。促进新能源涉网性能改进升级，提高主动支撑能力和快速响应能力，具备参与系统高频、低频扰动快速调整能力，加强高比例清洁能源电力系统稳定性可靠性技术研究，支撑清洁能源高比例消纳和大规模外送。突破长时光热发电关键技术，推进成本快速下降。
9、持续壮大清洁能源产业。集群化发展清洁能源产业，持续壮大以新能源发电成套装备、关联设备制造为主体的产业链。从晶体硅电池、风力发电、新型电力系统等方面入手，构建线上线下全面支持的清洁能源产业生态圈，形成省内自主品牌。发挥盐湖锂资源优势，引进并培育锂电及配套企业，构建锂电产业链，为新型储能提供产业支撑。扩展全生命周期循环利用新模式，培育退役风机、光伏电池板、废旧锂电池回收产业链。发展新能源汽车装备制造、充换电相结合的新能源汽车产业生态链。
