在“双碳”目标引领下，我国新型储能产业迎来爆发式增长。新型电力系统建设如火如荼。储能技术作为关键支撑，正以其独特的优势和飞速的发展，助力新型电力系统稳步前行。根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会不完全统计，2024年，我国新型储能新增装机规模达42.46吉瓦/109.58吉瓦时，同比增长99.17%（功率）和129.56%（容量），首次超越抽水蓄能，成为电力系统第二大灵活调节资源。
在业内人士看来，这一成就背后，是政策驱动、技术创新与全球布局的协同发力，也是中国储能产业从“野蛮生长”向“理性繁荣”转型的缩影。在新型电力系统加快构建背景下， “十五五”期间，我国储能将从规模扩张转向质效优先。
顶层设计明确战略地位
新型储能已成为我国能源转型的重要支撑。2024年，《中华人民共和国能源法》首次将新型储能纳入法律体系，明确其作为电力系统“关键调节资源”的法定地位。国家发改委“十四五”新型储能发展实施方案原定2025年装机目标为30吉瓦，但实际完成率已超248%，累计装机达74.66吉瓦，远超预期。2024年发布的《加快构建新型电力系统行动方案》明确提出推动储能参与电力市场交易。
“中央财政安排200亿元专项资金支持储能技术攻关，撬动社会投资超过5000 亿元，为储能产业技术研发和项目落地提供了强大资金保障。”中国化学与物理电源行业协会秘书长王泽深表示，政策工具箱进一步充实完善，工信部、国家能源局等八部门联合发布的《新型储能制造业高质量发展行动方案》提出，到2027年实现产业高端化智能化绿色化发展，这是国家能源局首次实施新型储能试点示范工程，32个项目获得资金支持。
王泽深表示，在政策红利的强劲推动下，去年我国在储能领域取得举世瞩目的成就：一是储能新增装机容量占全球增量的60%以上；二是产业投资总额突破1.2万亿元；三是年产值增长率高达65%。此外，我国锂电池在全球市场的份额更是攀升至93.3%。
中国宏观经济研究院能源研究所系统中心副主任刘坚指出，“十五五”时期，新型储能市场仍然有较大增长空间，“十五五”期间预计储能将迅速增长。去年新型储能增量已超过40吉瓦，如果未来六年维持这一增长速度，即使不考虑额外的增量增长，累计装机总规模也将超过300吉瓦，体量远超预期。
“未来电力系统中，新能源在装机容量和发电量上的占比必将超越传统能源。为了实现这一目标，我们必须确保新能源电站的网侧特性能够与传统能源相媲美。”广州智光储能科技有限公司总经理付金建对《中国能源报》记者表示，然而，新能源发电具有间歇性、随机性、波动性的特点，这使得未来电网对储能的需求不可或缺。尽管储能行业的发展过程中可能会遇到一些起伏，但从整体趋势来看，储能未来的发展前景是非常光明的。尤其是我们进行了大量现场实证测试，成功实现新能源场站黑启动、孤岛带负荷稳定运行、多机振荡致稳控制，通过协调控制及灵活调度实现场站级的同步机运行特性，助力新能源早日成为新型电力系统中的主力电源。
业内认为，2025年，新型储能产业政策导向将由“建”转入更具体的“用”，各地将持续强化促进并网和调度运行的举措，建立健全市场交易和价格机制，以保障新型储能合理高效利用，全力拓宽储能收益能力。
应用场景不断深化
中国工程院院士、中国电机工程学会理事长舒印彪在第十五届国际储能大会上表示，新型电力系统的快速演进和发展主要体现在我国能源体系的转型上。截至去年年底，我国电力系统装机容量已达33.5亿千瓦，其中可再生能源占比超过55%。新能源装机连续多年全球领先，投资规模占全球的1/3，利用率保持在95%以上，反映了我国在新能源消纳和利用效率方面的技术进步。
在过去十年中，我国以年均3.1%的能源消费增长支撑了年均6.7%的GDP增长，取得了显著的节能降碳成果。单位GDP能耗下降27%，碳排放强度下降34%，单位发电量的碳排放减少22%，这表明我国的能源使用正朝着低碳化和清洁化方向进一步发展。“在这一过程中，新型储能作为一支重要力量，近几年进入规模化发展阶段。”舒印彪表示，新型储能的并网容量迅速提升，截至去年年底，我国新型储能的并网规模已超过7000万千瓦、1.68万亿吉瓦时，这一数字是“十三五”末既有规模的20倍。
如今，新型储能技术在新型电力系统的源网荷侧均发挥着至关重要的作用，应用场景不断深化。在电源侧，新型储能与新能源相结合，有效平抑风光发电功率的波动，提高新能源的可调度性和稳定性。例如，在一些大型风电、光伏基地，通过配置储能系统，能够在新能源发电高峰期将多余电量储存起来，在发电低谷期释放，实现新能源发电的“削峰填谷”，保障新能源稳定输出，提升新能源在电力系统中的可利用率。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会数据显示，2024 年电网侧新型储能新增装机高达13.47吉瓦，容量占比达35%，成为电源侧储能的重要力量。
在电网侧，新型储能发挥着调峰调频调压等多种功能，新型储能系统能够快速响应电网的调度指令，在电网负荷高峰时释放电能，在负荷低谷时储存电能，有效缓解电网的峰谷差，提高电网的运行效率和稳定性。同时，新型储能还能够改善电网的电压质量，增强电网的动态电压支撑能力。根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，2024年电网侧独立共享储能新增装机26.32吉瓦，容量占比 59.15%，总投资超过935亿元，成为电网侧储能的主力军。江苏网侧和入户侧新增装机以52%的占比位列全国第一，充分展现了电网侧储能的广泛应用前景。
在负荷侧，新型储能的应用也在不断拓展。随着分布式能源和微电网的发展，用户侧的储能需求日益增长。用户可以通过配置储能系统，实现分布式能源的优化利用，降低用电成本，提高供电可靠性。例如，在一些工业园区和商业用户中，通过安装储能设备，结合分布式光伏发电系统，用户可以在白天利用光伏发电为储能设备充电，夜间或用电高峰时段使用储能设备放电，实现“自发自用、余电上网”，降低对大电网的依赖，提高能源利用效率。
迈向市场驱动
当然，目前储能的潜力尚未完全发挥，其在电力市场和电网安全板块中的作用仍有很大提升空间。业内认为，新型储能正从“政策驱动”转向“市场驱动”。国家能源局预测，2025年新型储能累计装机将突破100吉瓦，2030年达300吉瓦，成为电力系统平衡与安全的核心支撑。
那么，如何持续提升我国新型储能技术产业发展水平？业内人士认为，一是强化规划引领作用。需充分利用电化学储能和物理储能的优势，实现优势互补和因地制宜布局储能资源。建议构建一个总量充足、结构合理、成本最优的储能体系。同时，要加强储能与配电网、新能源、电动汽车等发展规划的联动与衔接。政府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各投资主体进行投资建设。
“二是完善运营机制。针对新型储能利用率偏低的问题，例如2024年平均储能利用率仅为11.4%。”上述业内人士建议，应发展新能源加储能、聚合储能、光储充一体化等联合调用模式，提升与电网的协调互动能力，加快共享储能的发展，拓展用户侧储能的多元化应用。
刘坚建议，一是将新型储能纳入整体能源规划，不仅将其作为顶峰资源，还要考虑其填谷等调节功能和其他灵活性资源的作用，形成更为多元的规划维度。二是研究明确新型储能的功能形态定位，剖析梳理其与负荷侧需求响应、虚拟电厂等新型经营主体之间的内在联系，并考虑到储能形态的变化，探讨其与诸如独立储能和源、负荷侧资源未来可能形成的电源与负荷形成联合体的可行性。三是在运行层面，加快完善定价机制和市场机制，以保障市场化转型过程中新型储能行业的平稳过渡，促进储能运行的高收益和高质量发展。
业内人士呼吁，未来需要不断完善储能市场机制，通过实施尖峰电价、合理扩大峰谷价差、扩大现货市场限价区间和提高辅助服务补偿水平等措施，扩大储能的盈利空间，建立健全电量与容量价格形成机制。随着储能技术的进一步发展和市场机制的不断完善，储能将在新型电力系统中发挥更加重要的作用，成为新型电力系统的基石和核心力量。
