在“双碳”目标下，我国能源结构进一步优化。为保障“十四五”期间及中长期能源电力供应，我国明确了“适度超前”推进能源基础设施建设的原则。核电是近乎零排放的低碳能源，需要强化其在能源革命中的战略地位，统筹核电和清洁能源协同发展。
随着核电规模的进一步提升，结合核电特点及其发展实际，以及电力系统灵活调节的需求，发展灵活性核能，统筹核能发电与新型储能的开发利用，增强核能系统的可调节性十分重要。
电力系统灵活性需求呼唤核电配储
我国新能源规模快速增长、负荷峰谷差持续拉大，将进一步提高电力系统灵活性需求。国家电网预测，“十四五”末国网经营区内的灵活性资源需求将达到6.8亿千瓦，大大超出传统电源和抽水蓄能的调节能力，电力系统调节能力缺口约为1亿千瓦。煤电仍是最重要的灵活性资源供应主体，提供的灵活性资源占比仍超过50%。
在此背景下，改造传统火电，提升其灵活性的同时，有必要加强电力系统灵活调节能力建设，统筹核电配套新型储能的基础设施建设，多角度、多层次、多途径发展新型储能技术，积极构建与电力系统协调发展的电力储能体系。
为增加灵活调节电源，有关部门提出将储能纳入电力系统，探索建立灵活性资源容量市场机制。相关数据显示，截至2021年底，我国新型储能累计装机仅为400万千瓦，而虚拟电厂的调节负荷作用有限。预计“十四五”期间，抽水蓄能的造价、寿命和安全性仍优于电化学储能，大容量系统级储能应优先发展抽水蓄能。
但是，煤电灵活性改造、抽水蓄能电站的开发利用都存在不同程度的限制。这使得电化学储能、压缩空气储能、氢储能等新型储能技术将成为未来清洁能源更大规模发展的重要支撑。新型储能容量可大可小，环境适应性强，能够灵活部署于电源、电网和用户侧等各类场景，可以作为抽水蓄能的补充。“十四五”期间及中长期需要兼顾电网、抽水蓄能及新型储能，合理确定发展规模、设施布局、接入范围和建设时序，引导抽水蓄能和新型储能合理布局、有序发展。
近期，相关部门先后出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》等文件，提出多元发展储能技术，以需求为导向，探索开展储氢（氨）、储热（冷）及其他创新储能技术的研究和示范应用。同时，不同的储能技术要针对典型应用场景，满足不同时长和频率的储能要求。值得一提的是，氢储能也被明确纳入创新储能技术。
