瞭望 | 新型儲能進階

更新于：2025-04-09 00:14:26

　　隨著裝機規模不斷擴大、技術創新不斷取得突破、電力市場體系不斷完善，經營主體地位進一步明確，新型儲能正大步邁向規模化

　　當前來看，新型儲能的發展要實現規模化、產業化、市場化，尚待跨過技術、成本和品質“三道坎”

　　探索完善新型儲能的市場參與機制，建立較好的商業模式，以形成良性的市場，這是破解新型儲能規模化、產業化、市場化難點的關鍵所在，也是新型儲能邁向高質量發展的必由之路

　　文 |《瞭望》新聞周刊記者陳燕

　　當青海戈壁的風電通過“西電東送”點亮千里之外的山東濟南，當海南的虛擬電廠在酷暑中為城市帶來清涼，新型儲能已不只是一個技術名詞，而是綠色轉型的推進器、能源安全的壓艙石。

　　新型儲能，指除抽水蓄能外，以輸出電力為主要形式，並對外提供服務的儲能技術，包括新型鋰離子電池、液流電池、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等。儲能的作用，可以通俗理解為“超級充電寶”，既能平滑不穩定的光伏發電和風電，提高可再生能源佔比，也能配合常規火電、核電等電源，提高電力系統的靈活性。

　　新型儲能是構建新型電力系統的重要技術和基礎裝備，是實現碳達峰碳中和目標的重要支撐，也是催生國內能源新業態、搶佔國際戰略新高地的重要領域。2022年，國家發展改革委、國家能源局印發的《“十四五”新型儲能發展實施方案》提出，到2025年，新型儲能由商業化初期步入規模化發展階段，具備大規模商業化應用條件。

　　今年是“十四五”規劃收官之年，也是新型儲能產業發展的關鍵之年。在政策鼓勵和市場需求的雙輪驅動下，新型儲能從試點示範轉向規模化商用，迎來快速發展黃金期。

　　截至2024年底，全國已建成投運新型儲能專案累計裝機規模達7376萬千瓦/1.68億千瓦時，約為“十三五”末的20倍，較2023年底增長超過130%。平均儲能時長2.3小時，較2023年底增加約0.2小時。

　　《瞭望》新聞周刊記者採訪瞭解到，在進階規模化之路上，新型儲能仍然面臨技術發展不平衡、儲能電站利用率低、回報週期長、低價競爭等問題。而探索完善新型儲能的市場機制，以市場化手段破解規模化進程中的難點痛點，是新型儲能邁向高質量發展的必由之路。

林洋安徽五河風光儲一體化基地的儲能設施（2024年9月27日攝）黃博涵攝 / 本刊

　　步入快速發展階段

　　2024年，新型儲能的角色和定位發生根本性變化，其重要性和價值定位得到顯著提升。我國新型儲能產業發展迅速，隨著裝機規模不斷擴大、技術創新不斷取得突破、電力市場體系不斷完善，經營主體地位進一步明確，新型儲能正大步邁向規模化。

　　裝機規模不斷擴大。在規模上，新型儲能的累計裝機量首次超越了抽水蓄能，成為電力系統中繼火電之後的第二大靈活性調節資源，成為推動新能源大規模應用的重要支撐。

　　位於山西運城垣曲縣，由中核匯能（山西）能源有限公司建設的承軒儲能電站，是運城市首家也是目前最大的儲能電站。建設規模為200MW/400MWh，即最大充電、放電功率為200MW，最大儲能量為400MWh，充放電倍率為0.5C，即最大功率充滿電需要2個小時。按照一個普通家庭年用電3000度計算，儲能電站在充滿后可供130戶家庭1年用電量。

　　“一季度，我們錨定上網電量目標，計劃實現2800萬度上網電量。”公司電力行銷中心主任趙鵬說，電站實現商業運行后，可以為電網運行提供調峰、調頻、黑啟動、需求回應等多種服務，將提升運城地區電網調峰能力、新能源資源綜合利用率和電網穩定運行水準。

　　承軒儲能電站的規模，折射著我國新型儲能電站逐步呈現集中式、大型化趨勢。從單站裝機規模看，截至2024年底，10萬千瓦及以上項目裝機佔比62.3%，較2023年提高約10個百分點，1萬～10萬千瓦項目裝機佔比32.8%，不足1萬千瓦項目裝機佔比4.9%。

　　這背後，是我國新能源裝機規模的不斷躍升。統計顯示，截至2024年底，我國可再生能源裝機達到18.89億千瓦，同比增長25%，約佔我國總裝機的56%。

　　業內人士談到，新能源供給和消納兩位一體、不可偏廢，既要持續增強新能源供給能力，確保“發得出”，也要加快新型電力系統建設，確保“用得上”。這其中，新型儲能在頂峰保供、保障電力系統安全穩定運行方面具有重要作用。

　　據中關村儲能產業技術聯盟預測，2025年新型儲能新增裝機預計在40.8GW至51.9GW之間，新型儲能累計裝機將突破1億千瓦。

　　技術創新不斷取得突破。電化學儲能、機械儲能、化學類儲能以及電磁儲能等新型儲能技術多點開花，技術的反覆運算進步將有效促進能源生產和消費，實現多能協同，更好助力新型儲能邁向規模化發展。

　　位於山西長治屯留區的110kV鼎輪能源飛輪儲能電站，於2024年9月4日正式並網運行。飛輪儲能電站具備毫秒級響應調節能力，是電網的優質調節資源之一，專案填補了國內大容量飛輪儲能獨立調頻技術工程化應用空白。

　　“飛輪儲能調頻電站就像口袋一樣，收集多餘電量短時儲存起來，在需要的時候隨用隨取，解決了電廠與使用者的雙重痛點。”鼎輪能源飛輪儲能電站建設專案副總指揮王欣說，電站投運將推動我國飛輪儲能技術邁入規模化商業示範應用的新階段，是儲能電站應用的一種創新。

　　“十四五”時期以來，隨著技術的不斷突破，我國新型儲能技術路線“百花齊放”。這其中，鋰離子電池憑藉能量密度高、成本較低等優勢占絕對主導地位。截至2023年底，已投運鋰離子電池儲能佔比97.4%。

　　此外，壓縮空氣儲能、液流電池儲能、飛輪儲能等技術也實現快速發展。2023年以來，多個300兆瓦等級壓縮空氣儲能專案、100兆瓦等級液流電池儲能專案、兆瓦級飛輪儲能專案開工建設，重力儲能、液態空氣儲能、二氧化碳儲能等新技術落地實施，總體呈現多元化發展態勢。

　　電力市場體系不斷完善。自2015年啟動新一輪電力體制改革以來，我國已初步建成省、區域、省間高效協同，中長期、現貨、輔助服務有機銜接的多層次統一電力市場體系。

　　2024年11月，廣東、廣西、雲南、貴州、海南五省區完成全月現貨結算試運行。此次試運行吸引315家發電主體、1800台發電機組參與，市場覆蓋範圍、參與電源類型、交易主體數量等實現歷史性突破。

　　此次試運行是經營主體加速入場的縮影。新一輪電力體制改革10年來，我國電力經營主體數量從4.2萬家增加至81.6萬家，增長近20倍。

　　隨著分散式電源、虛擬電廠、負荷聚合商等新型經營主體加速入場，持續提升我國新型儲能產業發展水平成為重要課題。業內人士認為，應加強儲能與配電網、新能源、電動汽車等發展規劃的聯動與銜接。相關部門應牽頭組織電網企業根據新能源資源特點，調整需求、網架結構和負荷特性，預測並定期向社會發佈儲能配置需求，通過市場化手段引導投資主體進行投資建設。

　　中關村儲能產業技術聯盟常務副理事長俞振華說，儲能產業的各環節，包括原材料、本體技術、集成和應用快速發展，處在充分競爭狀態。目前我國的電池產能在全球佔到70%、電化學儲能佔到75%，正極和電解液的產量佔到90%，優勢引領特點比較明顯，規模化體量已基本形成。

湖北應城 300 兆瓦級壓縮空氣儲能電站（2024年4月9日攝）程敏攝 / 本刊

　　規模進階待闖三關

　　當前來看，新型儲能的發展要實現規模化、產業化、市場化，尚待跨過技術、成本和品質“三道坎”。

　　關鍵核心技術仍待攻關。目前的儲能產品，尤其是大型儲能（大儲）大安時電芯，循環次數、全生命週期使用方式等，暫時無法完全驗證，仍待加強技術的創新研發。

　　在趙鵬看來，部分新型儲能技術仍然不成熟。以電化學儲能為例，市面上幾乎所有廠家給出的壽命時長為“滿充滿放6000次”，使用週期為10年左右。“但6000次只是一個實驗數據，整個產業的發展還未滿10年，工業化產品短期內沒法切實驗證可靠性。”他說。

　　2月17日，工業和資訊化部等八部門印發《新型儲能製造業高品質發展行動方案》，方案提出新型儲能技術創新行動，鼓勵發展多元化新型儲能本體技術，支援突破高效集成和智慧調控技術，重點攻關全生命週期多維度安全技術。

　　“不同場景對安全要求不一樣，不同路線的安全特性也不太一樣，總體可從儲能技術路線、系統、消防這三個維度來保證安全性。”俞振華說，從儲能技術路線方面，推動鋰電固態化等本體安全技術的進步，同時從系統運維維度提升安全監控保障體系，最後從立項建設全壽命週期過程管理要考慮到極端場景出現，把住消防這道最後底線。

　　強制配儲不利市場調節。新型儲能市場參與機制尚不完善，由於實行強制配儲，儲能電站存在一配了之等情況，調用少、利用率低、回報週期長，儲能價值未能充分發揮。

　　中國電力企業聯合會數據顯示，2022年新能源配建儲能平均等效利用係數僅為6.1%；截至2024年6月，新能源配建儲能日均運行時間僅為3.74小時，年均利用率指數為31%。配建儲能的實際運行效率較低，在電力系統中的調節作用未能充分發揮。

　　受訪業內人士認為，風光儲模式促進了儲能產業規模快速增長，此前實行的強配儲能機制引發了無序競爭。

　　今年2月，國家發展改革委、國家能源局發佈的《關於深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》明確要求，“不得將配置儲能作為新建新能源專案核准、並網、上網等的前置條件”。“強制配儲”被叫停，將推動新型儲能迎來發展新格局。

　　在王欣看來，政策釋放出一個積極信號，即儲能專案建設必須遵循市場化原則，從“強制配置”轉向“按需配置”，加快提升新型儲能專案利用率和多元化收益模式，進一步推動新型儲能行業健康發展。

　　在探討市場調節機制的同時，不可忽視的是，形成可持續的商業運行模式。當前，新型儲能的盈利模式主要依賴容量電價、價差和輔助服務，而其建設和運行成本是影響其盈利的關鍵因素。不少業內人士認為，儲能電站的投資回本需從多方面尋找盈利來源，不能僅以固定的容量電價來限制新型儲能的收益模式，應根據其靈活性特點，在多種應用場景中尋找價值，探索更加多元化的商業模式。

　　品質存在安全隱患。品質是可持續發展的重要前提，但當前新型儲能領域“價格戰”激烈，部分企業以犧牲質量為代價，換取短期市場份額的情況仍有發生。

　　一些企業通過擴產和降價來做大規模、搶佔市場，儲能電池一年多時間從1.5元/Wh下降到了0.5元/Wh左右。業界擔心，短時間內價格大幅下跌，有可能帶來產品品質的下降，進而產生安全風險。

　　除了儲能電芯製造端，無序競爭也存在於儲能電站業主方。一些新能源企業為了順利併網發電，普遍選擇低價設備，忽視了配建儲能的應用效果。

　　王欣認為，推動新型儲能行業健康發展的根本，在於讓廠商把心思花在加大研發力度、技術創新等方面，不斷提升儲能產品的性能，同時相關部門加大監管力度，避免“劣幣驅逐良幣”。

　　完善市場促成熟

　　業內人士認為，儘管儲能允許作為獨立主體參與各類電力市場，電能量市場、輔助服務市場持續改革，但是與抽水蓄能的支援政策相比，充分發揮新型儲能價值、實現儲能高水平運用的市場機制尚未形成。

　　探索完善新型儲能的市場參與機制，建立較好的商業模式，才能夠形成良性的市場，這是破解新型儲能規模化、產業化、市場化難點的關鍵所在，也是新型儲能邁向高質量發展的必由之路。

　　從電價機制來看，拉大峰谷價差。基於現行的電價機制，擴大電力中長期、現貨市場交易電價的浮動範圍，讓電價有效反映時點電能量供求關係。

　　1月，國家發展改革委、國家能源局印發的《電力系統調節能力優化專項行動實施方案（2025—2027年）》提出，完善峰谷電價機制。電力現貨運行地區，科學設置市場價格上下限，通過市場競爭形成合理峰谷價差，積極推動各類調節資源參與現貨市場。

　　利好政策下，對企業的運營能力提出新要求。“在峰谷價差下，做好電力現貨市場的交易策略至關重要，這要求我們提高運營能力，跟蹤好當地電力交易市場和電網運行情況，制定更有針對性的交易策略，更好獲取收益。”趙鵬說。

　　從成本疏導機制來看，考慮豐富適合新型儲能的輔助服務交易品種，並推動輔助服務費用向電力用戶側分攤，讓儲能成本得以合理疏導。

　　業內人士認為，通過增加爬坡、系統慣量等符合新型儲能技術特點的服務品種，可以為電力系統安全穩定運行提供所需的調節能力。同時，電力輔助服務作為一種公共產品，應遵循“誰受益、誰承擔”的原則，推動所有受益主體共同分攤。