经过近年来持续发展，安徽省新型储能应用已初具规模。
“十三五”期间，安徽省 积极推动“风电+储能”示范项目建设，积累了一定经验，为加快新型储能设施建设奠定 了良好基础。截至 2021 年底，全省已投运新型储能设施装机规模 22.4 万千瓦/26.0 万 千瓦时，其中“风电+储能”项目装机 20.5 万千瓦/20.5 万千瓦时。 新型储能发展规划明确省内储能装机目标。2022 年 8 月，安徽省能源局正式印发 了《安徽省新型储能发展规划（2022-2025 年）》（以下简称《方案》）。《方案》提出， 到 2025 年，安徽省将实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，全省新型储能 装机规模达到 300 万千瓦以上。截至 2023 年初，全国已有 25 个省市规划了“十四五” 时期新型储能的装机目标，总规模为 6785 万千瓦，安徽装机目标占比为 4.42%。
坚持多种技术探索发展，示范项目相继实施。安徽省依托省内高新技术企业、科 研院所等平台，积极推动多种储能技术发展进步。电化学储能、兆瓦级氢储能、大功 率高速磁悬浮飞轮储能、非补燃压缩空气储能多种技术相继示范实施。 产业协同持续加强，已经形成较为完备的新型储能产业链。以国轩高科等电芯生 产商、阳光电源等系统集成商为龙头，安徽省已形成相对较为完整的新型储能产业链。 相关企业依托安徽省火灾科学国家重点实验室，已研发出电化学储能系统火灾安全防 控技术装备，较大幅度提升电化学储能系统的事故防控能力，为新型储能设施加快发 展提供有力保障。
安徽省抽水蓄能资源较为丰富，开发建设潜力较大。截至 2022 年 3 月 1 日，全 省已建成投运抽水蓄能电站 4 座，装机 348 万千瓦（其中服务安徽电网 207 万千瓦、 服务华东电网 141 万千瓦），占全国 10.7%，居全国第 3 位；在建抽水蓄能电站 2 座， 装机 248 万千瓦，占全国 4.5%，居全国第 8 位。纳入《抽水蓄能中长期发展规划 （2021-2035 年）》（以下简称《规划》）“十四五”重点实施项目 9 个，装机 1080 万千 瓦，占全国 5.3%，居全国第 8 位。
安徽省风电、光伏发电等新能源大规模发展，电力系统峰谷差持续扩大。展望 2030 年、2035 年，安徽全省全社会用电量将分别达到 4500 亿千瓦时、5180 亿千瓦时， 最大负荷将分别达到 9500 万千瓦、10650 万千瓦，电力系统峰谷差将达到 2850 万千 瓦、3300 万千瓦。根据全省用电需求、峰谷差、电源结构、新能源发展以及补充电源 调峰情况测算，到 2030 年需新增抽水蓄能约 950 万千瓦。为满足华东电网需求，安 徽省 2030 年抽水蓄能电站的合理建设规模需达到 1750 万千瓦。
根据国家能源局发布 的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，到 2030 年，抽水蓄能投产总规模可 达到 1.2 亿千瓦左右。当前广东、河南等 11 个省份已经陆续发布 2030 年抽水蓄能装 机目标，安徽虽未公布 2030 年具体装机规划目标，但凭借其丰富的抽水蓄能资源和 较大需求，预计安徽全省抽水蓄能装机将达到 1000 万千瓦，占比有望达到 8.33%，位 居全国前列。
抽水蓄能建设时间较长，难以满足全部调峰缺口。2020 年以来，安徽省新能源发 电量增幅较大，电网调峰问题凸出，全省多个 500 千伏输电通道潮流重载、满载。结 合安徽省调峰电源、区外来电及新能源发展情况，初步测算全省“十四五”调峰缺口至 少在百万千瓦。但由于抽水蓄能建设时间比较长，一次性投资大，对建设条件要求高， “十四五”期间除金寨、绩溪外，其余不具备投产条件。
“十四五”期间安徽调峰缺口主 要需靠电化学储能、省间互济等方式解决。 峰谷价差位居全国第十二位，储能参与电力现货市场收益不及广东、海南等省份。 新型储能参与电力现货市场进行峰谷套利是其重要收益路径，根据 CNESA 统计，2023 年上半年安徽省电网代理购电量最大峰谷价差为 0.852 元/kWh，位居全国第十二位， 和广东、海南等省份相比，新型储能参与电力现货市场收益仍然有较大提升空间。
