随着装机规模不断扩大、技术创新不断取得突破、电力市场体系不断完善，经营主体地位进一步明确，新型储能正大步迈向规模化

◇当前来看，新型储能的发展要实现规模化、产业化、市场化，尚待跨过技术、成本和质量“三道坎”

◇探索完善新型储能的市场参与机制，建立较好的商业模式，以形成良性的市场，这是破解新型储能规模化、产业化、市场化难点的关键所在，也是新型储能迈向高质量发展的必由之路

当青海戈壁的风电通过“西电东送”点亮千里之外的山东济南，当海南的虚拟电厂在酷暑中为城市带来清凉，新型储能已不只是一个技术名词，而是绿色转型的推进器、能源安全的压舱石。

新型储能，指除抽水蓄能外，以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能技术，包括新型锂离子电池、液流电池、压缩空气储能、飞轮储能等。储能的作用，可以通俗理解为“超级充电宝”，既能平滑不稳定的光伏发电和风电，提高可再生能源占比，也能配合常规火电、核电等电源，提高电力系统的灵活性。

新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，也是催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域。2022年，国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。

今年是“十四五”规划收官之年，也是新型储能产业发展的关键之年。在政策鼓励和市场需求的双轮驱动下，新型储能从试点示范转向规模化商用，迎来快速发展黄金期。

截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%。平均储能时长2.3小时，较2023年底增加约0.2小时。

《瞭望》新闻周刊记者采访了解到，在进阶规模化之路上，新型储能仍然面临技术发展不平衡、储能电站利用率低、回报周期长、低价竞争等问题。而探索完善新型储能的市场机制，以市场化手段破解规模化进程中的难点痛点，是新型储能迈向高质量发展的必由之路。

步入快速发展阶段

2024年，新型储能的角色和定位发生根本性变化，其重要性和价值定位得到显著提升。我国新型储能产业发展迅速，随着装机规模不断扩大、技术创新不断取得突破、电力市场体系不断完善，经营主体地位进一步明确，新型储能正大步迈向规模化。

装机规模不断扩大。在规模上，新型储能的累计装机量首次超越了抽水蓄能，成为电力系统中继火电之后的第二大灵活性调节资源，成为推动新能源大规模应用的重要支撑。

位于山西运城垣曲县，由中核汇能（山西）能源有限公司建设的承轩储能电站，是运城市首家也是目前最大的储能电站。建设规模为200MW/400MWh，即最大充电、放电功率为200MW，最大储能量为400MWh，充放电倍率为0.5C，即最大功率充满电需要2个小时。按照一个普通家庭年用电3000度计算，储能电站在充满后可供130户家庭1年用电量。

“一季度，我们锚定上网电量目标，计划实现2800万度上网电量。”公司电力营销中心主任赵鹏说，电站实现商业运行后，可以为电网运行提供调峰、调频、黑启动、需求响应等多种服务，将提升运城地区电网调峰能力、新能源资源综合利用率和电网稳定运行水平。

承轩储能电站的规模，折射着我国新型储能电站逐步呈现集中式、大型化趋势。从单站装机规模看，截至2024年底，10万千瓦及以上项目装机占比62.3%，较2023年提高约10个百分点，1万～10万千瓦项目装机占比32.8%，不足1万千瓦项目装机占比4.9%。

这背后，是我国新能源装机规模的不断跃升。统计显示，截至2024年底，我国可再生能源装机达到18.89亿千瓦，同比增长25%，约占我国总装机的56%。

业内人士谈到，新能源供给和消纳两位一体、不可偏废，既要持续增强新能源供给能力，确保“发得出”，也要加快新型电力系统建设，确保“用得上”。这其中，新型储能在顶峰保供、保障电力系统安全稳定运行方面具有重要作用。

据中关村储能产业技术联盟预测，2025年新型储能新增装机预计在40.8GW至51.9GW之间，新型储能累计装机将突破1亿千瓦。

技术创新不断取得突破。电化学储能、机械储能、化学类储能以及电磁储能等新型储能技术多点开花，技术的迭代进步将有效促进能源生产和消费，实现多能协同，更好助力新型储能迈向规模化发展。

位于山西长治屯留区的110kV鼎轮能源飞轮储能电站，于2024年9月4日正式并网运行。飞轮储能电站具备毫秒级响应调节能力，是电网的优质调节资源之一，项目填补了国内大容量飞轮储能独立调频技术工程化应用空白。

“飞轮储能调频电站就像口袋一样，收集多余电量短时储存起来，在需要的时候随用随取，解决了电厂与用户的双重痛点。”鼎轮能源飞轮储能电站建设项目副总指挥王欣说，电站投运将推动我国飞轮储能技术迈入规模化商业示范应用的新阶段，是储能电站应用的一种创新。

“十四五”时期以来，随着技术的不断突破，我国新型储能技术路线“百花齐放”。这其中，锂离子电池凭借能量密度高、成本较低等优势占绝对主导地位。截至2023年底，已投运锂离子电池储能占比97.4%。

此外，压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等技术也实现快速发展。2023年以来，多个300兆瓦等级压缩空气储能项目、100兆瓦等级液流电池储能项目、兆瓦级飞轮储能项目开工建设，重力储能、液态空气储能、二氧化碳储能等新技术落地实施，总体呈现多元化发展态势。

电力市场体系不断完善。自2015年启动新一轮电力体制改革以来，我国已初步建成省、区域、省间高效协同，中长期、现货、辅助服务有机衔接的多层次统一电力市场体系。

2024年11月，广东、广西、云南、贵州、海南五省区完成全月现货结算试运行。此次试运行吸引315家发电主体、1800台发电机组参与，市场覆盖范围、参与电源类型、交易主体数量等实现历史性突破。

此次试运行是经营主体加速入场的缩影。新一轮电力体制改革10年来，我国电力经营主体数量从4.2万家增加至81.6万家，增长近20倍。

随着分布式电源、虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体加速入场，持续提升我国新型储能产业发展水平成为重要课题。业内人士认为，应加强储能与配电网、新能源、电动汽车等发展规划的联动与衔接。相关部门应牵头组织电网企业根据新能源资源特点，调整需求、网架结构和负荷特性，预测并定期向社会发布储能配置需求，通过市场化手段引导投资主体进行投资建设。

中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华说，储能产业的各环节，包括原材料、本体技术、集成和应用快速发展，处在充分竞争状态。目前我国的电池产能在全球占到70%、电化学储能占到75%，正极和电解液的产量占到90%，优势引领特点比较明显，规模化体量已基本形成。

规模进阶待闯三关

当前来看，新型储能的发展要实现规模化、产业化、市场化，尚待跨过技术、成本和质量“三道坎”。

关键核心技术仍待攻关。目前的储能产品，尤其是大型储能（大储）大安时电芯，循环次数、全生命周期使用情况等，暂时无法完全验证，仍待加强技术的创新研发。

在赵鹏看来，部分新型储能技术仍然不成熟。以电化学储能为例，市面上几乎所有厂家给出的寿命时长为“满充满放6000次”，使用周期为10年左右。“但6000次只是一个实验数据，整个产业的发展还未满10年，工业化产品短期内没法切实验证可靠性。”他说。

2月17日，工业和信息化部等八部门印发《新型储能制造业高质量发展行动方案》，方案提出新型储能技术创新行动，鼓励发展多元化新型储能本体技术，支持突破高效集成和智慧调控技术，重点攻关全生命周期多维度安全技术。

“不同场景对安全要求不一样，不同路线的安全特性也不太一样，总体可从储能技术路线、系统、消防这三个维度来保证安全性。”俞振华说，从储能技术路线方面，推动锂电固态化等本体安全技术的进步，同时从系统运维维度提升安全监控保障体系，最后从立项建设全寿命周期过程管理要考虑到极端场景出现，把住消防这道最后底线。

强制配储不利市场调节。新型储能市场参与机制尚不完善，由于实行强制配储，储能电站存在一配了之等情况，调用少、利用率低、回报周期长，储能价值未能充分发挥。

中国电力企业联合会数据显示，2022年新能源配建储能平均等效利用系数仅为6.1%；截至2024年6月，新能源配建储能日均运行时间仅为3.74小时，年均利用率指数为31%。配建储能的实际运行效率较低，在电力系统中的调节作用未能充分发挥。

受访业内人士认为，风光储模式促进了储能产业规模快速增长，此前实行的强配储能机制引发了无序竞争。

今年2月，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》明确要求，“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。“强制配储”被叫停，将推动新型储能迎来发展新格局。

在王欣看来，政策释放出一个积极信号，即储能项目建设必须遵循市场化原则，从“强制配置”转向“按需配置”，加快提升新型储能项目利用率和多元化收益模式，进一步推动新型储能行业健康发展。

在探讨市场调节机制的同时，不可忽视的是，形成可持续的商业运行模式。当前，新型储能的盈利模式主要依赖容量电价、价差和辅助服务，而其建设和运行成本是影响其盈利的关键因素。不少业内人士认为，储能电站的投资回本需从多方面寻找盈利来源，不能仅以固定的容量电价来限制新型储能的收益模式，应根据其灵活性特点，在多种应用场景中寻找价值，探索更加多元化的商业模式。

质量存在安全隐患。质量是可持续发展的重要前提，但当前新型储能领域“价格战”激烈，部分企业以牺牲质量为代价，换取短期市场份额的情况仍有发生。

一些企业通过扩产和降价来做大规模、抢占市场，储能电池一年多时间从1.5元/Wh下降到了0.5元/Wh左右。业界担心，短时间内价格大幅下跌，有可能带来产品质量的下降，进而产生安全风险。

除了储能电芯制造端，无序竞争也存在于储能电站业主方。一些新能源企业为了顺利并网发电，普遍选择低价设备，忽视了配建储能的应用效果。

王欣认为，推动新型储能行业健康发展的根本，在于让厂商把心思花在加大研发力度、技术创新等方面，不断提升储能产品的性能，同时相关部门加大监管力度，避免“劣币驱逐良币”。

完善市场促成熟

业内人士认为，尽管储能允许作为独立主体参与各类电力市场，电能量市场、辅助服务市场持续改革，但是与抽水蓄能的支持政策相比，充分发挥新型储能价值、实现储能高水平运用的市场机制尚未形成。

探索完善新型储能的市场参与机制，建立较好的商业模式，才能够形成良性的市场，这是破解新型储能规模化、产业化、市场化难点的关键所在，也是新型储能迈向高质量发展的必由之路。

从电价机制来看，拉大峰谷价差。基于现行的电价机制，扩大电力中长期、现货市场交易电价的浮动范围，让电价有效反映时点电能量供求关系。

1月，国家发展改革委、国家能源局印发的《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》提出，完善峰谷电价机制。电力现货运行地区，科学设置市场价格上下限，通过市场竞争形成合理峰谷价差，积极推动各类调节资源参与现货市场。

利好政策下，对企业的运营能力提出新要求。“在峰谷价差下，做好电力现货市场的交易策略至关重要，这要求我们提高运营能力，跟踪好当地电力交易市场和电网运行情况，制定更有针对性的交易策略，更好获取收益。”赵鹏说。

从成本疏导机制来看，考虑丰富适合新型储能的辅助服务交易品种，并推动辅助服务费用向电力用户侧分摊，让储能成本得以合理疏导。

业内人士认为，通过增加爬坡、系统惯量等符合新型储能技术特点的服务品种，可以为电力系统安全稳定运行提供所需的调节能力。同时，电力辅助服务作为一种公共产品，应遵循“谁受益、谁承担”的原则，推动所有受益主体共同分摊。

此外，在价格机制上提供确定性的收益保障，提升新型储能的利用水平，助力储能电站健康发展。

“早期，各地对参与电力市场的准入规则、结算方式等要求不同，对电站运营结算等认定标准差异较大，像我们入场较早的企业，建设和运营成本相对较高。”赵鹏说，建议优化容量结算机制，给予不同类型的储能电站确定性、针对性的结算政策支持。

从容量补偿机制来看，加快出台新型储能容量电价核定规范和实施细则。

短期内，可参照抽水蓄能和煤电，完善新型储能的容量电价机制，破除灵活性资源之间的不公平竞争。业内人士认为，可在发电侧为新型储能设立容量电价，让大型储能更好提供容量服务，解决电力系统调峰、调频、短路比不足、分布式光伏过电压等问题。

长期来看，探索建立容量市场，通过市场定价机制有效反映充裕性稀缺程度。业内人士建议，相关部门应统筹好各类容量资源，建立“同工同酬、同质同价”的电价机制，进一步研究新型储能的容量电价机制，通过合理的成本疏导，补偿新型储能容量成本，推动新型储能行业可持续发展。

当前，从规模扩张到质效优先，从政策驱动到市场引领，新型储能产业既面临产业发展的阵痛，又孕育着新的发展机遇。从长期来看，随着电力机制改革的深入，市场将加速出清低效产能，倒逼企业转向技术驱动和价值创造，市场化机制创新将更好助推新型储能产业高质量发展。