经过多年发展，我国太阳能发电和风能发电取得了不菲的成绩，但短板也显露出来：不同时间段的发电不均衡，电力输出波动大，电网消纳能力弱。
发展储能成为解决这些问题的重要方案。上半年，国家发改委、国家能源局按下“加速键”，接连发布《“十四五”新型储能发展实施方案》《“十四五”现代能源体系规划》，提出加快新型储能技术规模化应用，年步入规模化发展，年全面市场化发展。
围绕加快推动新型储能发展，7月10日至14日，全国政协调研组赴新型储能“先行先试”示范省山西，深入不同类型企业，详细了解产品研发、新型储能项目建设和生产运营等情况，以及新型储能建设取得的成效与路径，共同探求加快推进新型储能高质量发展的“钥匙”。
进展：示范快速推进商用尚有距离
山西省作为国内电力市场化改革先行省份，电力现货市场初具规模，也为储能发展提供了更多可能。
目前，山西省新型储能总体上处于规模化示范阶段。从在建情况看，已投产的新型储能类型主要为电源侧储能，尚未投产电网侧、用户侧储能。已投产电源侧储能11项，总容量11.1万千瓦，主要用于火电厂联合调频，技术路线为三元锂电池和磷酸铁锂电池，提升了火电机组调节性能，提高了山西电网整体调频效率。同时，独立储能在建8项，总容量万千瓦，“新能源+储能”在建82项、总容量95.9万千瓦，预计年底全部投产。
从支持政策看，山西省能监办制定印发了《山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易实施细则(试行)》，鼓励独立储能项目参与电力市场交易，推动独立储能项目建设，降低全社会用能成本。同时，山西省发改委下发通知，峰谷时段各增加1个小时，同时适当扩大峰谷价差，峰时段电价由上浮50%扩大为60%、谷时段电价由下浮46.5%扩大为55%，建立尖峰电价机制，大工业用户尖峰时段电价在峰段电价基础上再上浮20%，扩大了储能电价盈利空间。此外，山西省能源局鼓励支持新能源配置储能，明确大同、朔州、忻州、阳泉4市的新能源项目，同步配置10%~15%比例的储能。
虽然山西在推进新型储能建设进行了先行探索实践，取得了初步成效，但山西省委常委，副省长张吉福坦言，工作中也发现了一些制约性问题：比如，储能体制机制还不完善。再如，目前尽管储能发展势头积极向好，但大部分储能项目仍处于示范阶段，尚未达到商业化应用水平，储能领域规模以上企业数量少、高水平科技创新人才不足、重点实验室等高层次创新平台缺乏，储能科技供给与产业旺盛的需求之间形成矛盾等。
路径：技术多元齐头并进
近日，A股市场上钒电池概念股持续走高，引起行业
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