材料一：
储能作为构建新型电力系统的重要支撑，对改善新能源电源的系统友好性，破解电力生产和消费同时完成的传统模式，改善负荷需求特性，推动新能源大规模高质量发展起着关键的作用。目前，储能主要包括抽水蓄能和新型储能两类方式。抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优的储能技术，适合规模化开发建设。截至2022年底，我国抽水蓄能电站装机规模约4579万千瓦，预计到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上，到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右。
新型储能是指除抽水蓄能外，以电力为主要输出形式的各类储能技术，包含锂离子电池、液流电池、压缩空气储能等不同技术路线。新型储能受站址资源约束较小、布局灵活、建设周期较短，与抽水蓄能形成不同的功能互补，共同为新型电力系统建设提供支撑。截至2021年底，全国新型储能装机超过400万千瓦，预计2025年将达到3000万千瓦以上。
（摘编自人民网《如何更好推动储能规模化、产业化、市场化发展》）
材料二：
（资料来源：华经产业研究院）
材料三：
安徽桐城抽水蓄能电站建在山间峡谷，提供的超过21亿千瓦时的设计年发电量，可满足安徽安庆2个月的全社会用电量。百兆瓦先进压缩空气储能国家示范项目在河北张家口地下洞穴发电，每年可节约标准煤4.2万吨。国家电投铁铬液流电池储能电站在张北草原正热火朝天地忙碌，它能将6个小时的光伏发电全部储存下来，即便零下40摄氏度也能正常运行，电池使用寿命可达20多年。这些"超级充电宝"改变电力系统即发即用的传统运营方式，配合着常规火电、核电等电源提供调峰调频等服务，提升了电力系统的灵活性。
在江苏海基断能源公司，光储一体化系统每年能为厂区省下不少成本，白天屋顶光伏发电，晚上储能电池吸收低谷电，在用电高峰时“反哺”给厂区。这项技术通过与电力系统源、网、荷等各环节融合发展，有助于提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率。
（摘编自人民网《“超级充电宝”蓄势待发》）
材料四：
现阶段储能成本过高是制约盈利模式推广的核心原因，无法依靠储能的市场属性回收过高的成本。我国仅广东等省份有条件给予储能调峰超过其用电成本的收益，而美国也仅在加州等少数光伏占比高的地区以较高价的直接容量采购方式促进储能的发展。新型储能还无法依靠市场调节快速准入，仅仅依赖下降成本和提升技术水平的局面亟待改善。
电力供需、安全调节的不平衡程度越高，储能才有越大的发展机会。但在中国，电网公司对系统安全的总托底，保障了中国电力的平稳供应。以市场化手段促进各类调节性电源的发展，以价格为指挥棒促进新型储能的准入，势必要求电网的保障托底逐步"让位"，但这可能是一把动摇电网安全基础的双刃剑，也面临很多操作实施、权责分割的困难。
美国采用了市场与政策双轮驱动的方式，政策有效弥补了储能真实成本与市场收益的差距，储能发展从而爆发出猛烈的势头。如今，美国拥有着更优越的电力市场环境，依然在不断加强储能、光伏等新能源产业的政策扶持力度，以实现新能源产业的“弯道超车”。而政策扶持曾是中国新能源产业发展的助推器，但中国似乎吸取了可再生能源补贴包被的前车之鉴，对于储能的实质政策支持有限，而寄希望于“万能的市场”，这不能不说是一件值得深思的事情。
（摘编自中国储能网《中美瞄准大型储能，2023年从量变到质变》）
