刘坚：新型储能产业发展关键问题及政策机制

　　来源：储能科学与技术

　　作者：刘坚

　　单位：中国宏观经济研究院能源研究所，国家发展和改革委员会能源研究所

　　引用本文：刘坚. 新型储能产业发展关键问题及政策机制[J]. 储能科学与技术, 2025, 14(7): 2625-2634.

　　DOI：10.19799/j.cnki.2095-4239.2025.0096

　　本文亮点：1、本文在系统回顾我国新型储能产业发展历程的基础上，提炼了技术经济、体制机制、产业竞争等决定新型储能高质量发展的核心要素; 2、本文对新型储能产业发展核心要素间内在联系和相互作用进行了深入剖析，并相应提出了“十五五”新型储能高质量发展的政策建议。

　　摘 要新型储能是我国建设新型能源体系的重要组成和关键支撑，对保障新型电力系统安全稳定运行，推动绿色低碳转型具有重要意义。近期我国新型储能装机快速增长，政策体系逐步建立，但产业高质量发展仍然面临多重挑战。本文全面系统回顾了我国新型储能产业发展历程，梳理总结了“十四五”以来新型储能关键政策，深入分析了当前新型储能技术产业进展以及在科技创新、技术经济、产业竞争以及体制机制方面存在的关键问题。研究发现，当前我国正处于新型储能与电力系统融合的关键时期，未来发展潜力巨大，但目前新型储能行业发展仍面临成本高、颠覆性技术有待突破、电力市场和调用机制尚不健全、产业“内卷化”和出海挑战日益严峻等问题，有必要推动电力系统源网荷储协同规划，完善相关体制机制顶层设计与法律保障，加快突破新型储能技术关键堵点，加快产品升级与迭代，完善相关电力市场与价格的机制，持续提升新型储能盈利水平，促进新型储能更大范围、更多场景的应用，助力能源系统转型与产业升级。

　　关键词新型储能;长时储能;容量电价;源网荷储

　　作为电力系统的重要灵活性资源，新型储能对实现碳达峰、碳中和，催生能源电力业态创新的支撑作用日益明显。2024年，我国新增风电和太阳能发电装机3.6×108kW，占新增发电装机总容量的比重超过80%，截至2024年底，风电和太阳能发电累计装机容量达到14.1×108kW，占比超过42%，超过煤电装机规模。随着可再生能源装机规模和利用率不断提升，新能源的波动性、间歇性等问题逐渐凸显，由此产生的电力消纳难、调峰难等问题将阻碍能源低碳转型步伐。在电力消费方面，2024年，全社会用电量为98521×108kWh，同比增长6.8%，其中城乡居民生活用电量为14942×108kWh，占比为15.2%，同比增长10.6%，远超全社会平均用电增速。居民用电占比提升进一步推动全社会用电负荷高峰，2024年全国统调最高用电负荷达14.5×108kW，同比提高1.1×108kW，创历史新高，华东、华中、西南等区域部分时段电力供应偏紧。储能是调节电力供需平衡的重要手段，但抽水蓄能建设周期较长，站点资源主要分布在东中部地区，短期内其可提供的调节能力难以匹配新能源的时空分布和装机规模的高速发展，而新型储能凭借其建设周期短、布局灵活、暂态调节能力强等优势越来越成为应对新能源大规模并网消纳和提升电力系统安全保供能力的主流技术。近年来，我国新型储能政策体系逐步建立、产业基础持续夯实、装机规模快速提升，但新型储能技术经济性仍然偏低、相关电力市场及调用机制仍不完善，产业“内卷式”竞争态势加剧。虽然部分学者对新型储能行业问题和政策措施开展了研究，但现有工作往往聚焦于技术、产业或政策中某个环节，缺少对产业发展核心要素间内在联系和相互作用的深入剖析。本文在系统回顾我国新型储能产业发展历程的基础上，通过对科技创新、技术经济、体制机制等新型储能发展关键要素进行分析，提出了“十五五”新型储能高质量发展的政策建议。

　　1 新型储能发展现状与特征分析

　　1.1　装机增速快

　　相比常规调节电源，新型储能普遍具有建设周期短、选址灵活、调节性能优异等优势。在建设周期方面，天然气电站建设与煤电灵活性改造工期为1~2年，抽水蓄能建设周期8年以上，电化学储能仅需6个月(表1)。在选址方面，煤电受限于生态环保要求，天然气发电受限于气源与气价水平，抽水蓄能受限于地形落差条件，且常规调节电源建设规模普遍较大。与之相比，新型储能技术类型多样，环境适应性强，规模可大可小，可广泛应用于电力系统源网荷各侧多种场景。近年来，我国新型储能装机实现高速增长，截至2024年底，全国已建成投运新型储能累计装机规模7376×104kW/1.68×108kWh。新型储能中锂电池技术成熟度较高，市场占比97.3%，压缩空气、液流电池、飞轮等储能技术处于推广应用阶段，装机增速显著。多个300兆瓦级压缩空气储能项目、100兆瓦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陆续落地，储能技术总体呈现多元化发展态势。

　　表1抽水储能与典型新型储能技术对比

　　1.2　政策利好多

　　2021年国家发改委、能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，首次提出新型储能概念，并明确了“十四五”时期新型储能发展目标和重点任务。随后，科技部、工信部、教育部先后发布新型储能科技攻关、行业管理、学科建设相关文件，初步形成了“十四五”时期新型储能政策体系(图1)。为提升电源侧储能利用率，2022年国家发改委印发的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》提出推动独立储能参与中长期市场和现货市场。此后，各地陆续探索将电源侧配建储能逐步转变为电网侧独立储能，山东、山西、甘肃、广东等省份明确了独立储能参与现货市场的规则，独立储能充放电采用节点电价结算。在辅助服务市场方面，《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》印发后，已有二十余省出台新型储能参与调峰调频等辅助服务相关政策，其中安徽、吉林、湖南、福建、河南、广东、宁夏、新疆、重庆、贵州等省市出台了储能参与调峰服务规定，山西、山东、广东、江西、湖北、重庆、安徽等省市基于“按效果付费”原则给予新型储能调频补偿。内蒙古、山东、甘肃、新疆、广东等地已开展新型储能容量补偿机制探索。

　　新型储能政策体系

　　1.3　发展潜力大

　　国内外大量研究表明，随着新能源发电规模的提升，新型储能将逐步替代可控电源的角色，成为电力保供和新能源消纳的核心手段。中关村储能产业技术联盟(CNESA)预测到2030年全国新型储能装机规模在2.41×108~3.26×108kW之间，是届时抽水蓄能的1.8~2.7倍。袁家海等预计2030年我国短时储能需求为1.5×108kW，“十五五”时期长时储能技术仍将处于试点示范阶段。王雪林等预计基准情景下2030年我国储能需求为2.8×108kW，其中短时储能1×108kW。全球能源互联网合作发展组织研究表明在无车网互动的情况下，2030年新型储能需求为9200×104kW;若考虑车网互动，新型储能需求降低至7000×104kW。国际能源署(IEA)承诺目标情景(APS)预测我国2030年新型储能装机规模将超过4×108kW，其中发电侧、电网侧储能占比从90%降低至60%左右，到碳中和阶段，我国风电、光伏等可再生能源装机规模将接近60×108kW，电力负荷高峰接近30×108kW，届时储能装机需求约10×108kW，远超火电装机容量，成为电力系统中最重要的灵活性调节资源。总体来看，行业机构对新型储能发展增速预计较为乐观，普遍认为到2030年新型储能装机规模将大幅超过抽水蓄能，装机量在2.2~4×108kW之间;高校及科研院所预测相对保守，2030年新型储能预测规模在9000×104~1.5×108kW之间，车网互动有望占到新型储能整体装机容量的10%~20%，2030年前长时储能需求相对较小。

　　表2国内外机构储能预测对比

　　2 新型储能产业面临的关键问题

　　2.1　经济性不足，颠覆性技术有待突破

　　过去十年，以锂电池为代表的新型储能成本持续下降，但随着生产工艺不断成熟，锂电池规模化量产的降本空间逐渐收窄，降本速度逐年趋缓。截至2024年底，国内锂电池电芯成本降至400 CNY/kWh以内，逼近电池物料成本。此外，尽管电池材料、电芯、系统成本降速较快，但储能项目EPC(工程设计、采购、施工)价格下降速度相对较慢。例如，2024年储能系统中标均价下降幅度趋缓，2h磷酸铁锂储能系统全年中标均价为628.07 CNY/kWh，同比下降43%，而EPC全年中标均价波动式下降，全年中标均价为1181.28 CNY/kWh，同比下降14.4%。在当前EPC成本水平下，新型储能充放电成本仍在0.6~0.7 CNY/kWh(图2)，与火电灵活性改造、抽水蓄能等常规电力系统灵活性资源相比其竞争力依然不足。除锂离子电池外，钠离子电池、液流电池、压缩空气储能、重力储能等技术成本普遍偏高，距离商业化应用仍有较大差距。

　　2013—2024年全球锂离子电池平均价格

　　除成本偏高外，支撑高比例新能源的颠覆性储能技术尚未突破。锂电池技术可较好适应分钟到小时级调节时长应用场景，但随着新能源发电占比增加，新型电力系统“靠天吃饭”特征将日益突出，日间、周间乃至季节间调节需求加大，目前全钒液流电池、压缩空气、氢储能普遍存在投资成本高、转换效率低的问题，难以真正实现10 h乃至季节性储能。在毫秒至秒级调节方面，大规模风电、光伏电力电子装备接入电网将减小电力系统转动惯量，降低系统抗扰动能力。构网型储能通过模拟同步发电机行为可起到快速调频调压、增加惯量和短路容量、抑制宽频振荡等作用，但还缺乏相应的标准和规范，相比常规储能的溢价也达到了20%~30%。

　　2.2　市场规则不完善，调用机制不健全

　　不同于常规机组，新型储能没有启动成本、空载成本以及分段电力成本曲线，且其充放电行为相互耦合制约，需要设计与其特征相匹配的电力市场申报和出清方式。2022年前，增量表前大型储能以新能源发电配置储能为主，核心功能为提升新能源消纳率。2022年后，随着新能源发电成本下降和弃电考核逐步放宽，单一新能源消纳应用场景经济性不足，大量新型储能开始转为电网侧独立储能，运行模式也转变为参与电力现货市场、辅助服务市场和中长期电力交易等。在辅助服务市场方面，不同地区参与调频的准入门槛各有不同，且随着新型储能规模不断扩大，调频市场供需调整，激烈市场竞争导致调频价格下降。在容量租赁方面，截至2023年底，超过22个地区在相关政策中提出新能源电站以租赁形式配置储能，但随着储能供给的增加，租赁价格也持续走低，部分地区从2023年的240~270 CNY/(kW·a)降至2024年的不足200 CNY/(kW·a)。在容量补偿方面，内蒙古、山东、青海、新疆、浙江和广东等省已开展相关政策探索，但由于新型储能应用场景、技术发展、成本疏导机制等方面较为复杂，国家级新型储能容量电价政策尚未出台。电网侧替代型储能因无法纳入输配电价，也基本处于停滞状态。电源侧、电网侧新型储能运营模式与政策机制转变见图3。

　　电源侧、电网侧新型储能运营模式与政策机制转变

　　由于缺少电力市场价格信号的有效引导，国内电源侧、电网侧新型储能的商业运营模式仍处于探索阶段，设备利用率不足。根据中电联数据，2022年新能源配储系数仅为6.1%，远低于火电厂配储能(15.3%)、电网储能(14.8%)和用户储能(28.3%)。2023年，运行情况有所改善，但远未达到理想状态。以中电联统计的电化学储能平均等效利用率指数来看，2022年、2023年新能源配储仅都为17%，独立储能为30%、38%，工商业配储为45%、65%。2024年上半年，各应用场景下新型储能整体运行情况进一步提升，相比去年同期，新能源配储平均等效利用率提升到34%，独立储能提升到59%，但相比用户侧储能仍有明显差距。尽管利用率相对较高，但随着各地光伏发电占比升高和出现午间低谷负荷，用户侧储能充电可能冲高用户需量电价，增加用电成本。电化学储能日均运行时间见图4。

　　电化学储能日均运行时间

　　2.3　产业“内卷化”，出海形势日益严峻

　　在行业高速发展的同时，新型储能“内卷式”竞争加剧，部分项目出现低于成本价中标的现象，严重扰乱了正常市场秩序，为行业发展带来安全风险。早在2022年，新型储能产品就开始出现结构性过剩，2023年全国新型储能产能利用率低于50%。目前，国内新型储能产线利用率已低于光伏、风电，国内产线利用率也低于全球其他地区平均水平。在产能和成本双重优势下，“出海”成为新型储能行业的共识。从生产成本来看，我国电池(包括阳极和阴极生产设备)、电解槽制造成本均低于全球其他地区。但近期美国通过关税、实体清单、供应链产地歧视等多种方式设置贸易壁垒。欧洲则设置一整套碳足迹规则限制电池进口，由于目前我国电力碳排放因子及碳足迹因子高于欧盟水平，尽管部分西南、南方区域，以及青海等省电力碳排放强度相对较低，但其低碳属性无法得到欧盟认证，现行规定将提高国内新型储能产品出海成本。新兴市场增量需求有限且产品需求技术门槛低，部分地区已出现无序恶性竞争态势。中国与全球电力碳排放及锂电池生产成本对比见图5。

　　中国与全球电力碳排放及锂电池生产成本对比

　　注：图 (a) 中全球及典型国家/地区数据取自国际能源署，中国各区域碳排放因子和碳足迹因子数据取自中国生态环境部网站;图 (b) 数据取自中国生态环境部网站;图 (c) 数据取自国际能源署。

　　3 “十五五”新型储能发展展望与政策建议

　　3.1　发展展望

　　在技术层面，锂离子电池技术成熟，产业链完备，应用场景广泛，综合优势突出，预计将在“十五五”时期保持市场主导地位。钠离子电池凭借其丰富的资源和材料成本优势具有更大的成本下降空间，有望在“十五五”中后期替代部分锂离子电池储能需求。液流电池和压缩空气储能技术相对成熟，国内产业初具规模，“十五五”时期的发展取决于新能源增速及电力系统储能时长的需求。随着一次调频市场及混合储能模式的成熟，飞轮及超级电容重力的应用规模有望得到提升。而重力储能、液态金属电池、热泵储电、氢储能还存在工程化、循环寿命、充放电效率或安全性等方面的问题，预计2030年前其将处于技术验证或示范阶段。总体来看，锂离子电池在技术水平、产业基础、应用场景方面优势明显，钠离子电池具有明显降本空间，而液流电池和压缩空气储能在储能时长和安全性方面更具竞争力，上述四类技术在“十五五”时期较具发展潜力(图6)。

　　四类新型储能技术发展要素对比

　　在政策层面，电力市场不仅是新型储能发展的基础环境，更是推动技术创新与商业模式升级的核心引擎。《电力市场运行基本规则》等文件确立了储能的市场成员地位。《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》等文件明确了独立储能充放电价格形成机制。2025年2月，国家发展改革委、国家能源局发布新能源上网电价市场化改革文件，提出推动新能源上网电价全面由市场形成，并明确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。新能源配建储能是当前新型储能市场增长的重要驱动力，容量租赁是配储项目的主要收益来源，新能源进入电力市场和取消配储要求将增加新型储能项目收益的不确定性，也意味着其建设、运行模式，将由“按固定容量配比”向“以市场效益为准”的方向转变，有助于引导新型储能合理投资布局，提升新型储能利用水平。在新形势下，新型储能收益将取决于“分时电价+容量价格+辅助服务价值”复合型价格信号，这也对各地电力市场建设提出了更高要求。

　　3.2　政策建议

　　一是推动协同规划，完善法律保障。当前电力系统形态正在发生深刻变化，源网荷储一体化趋势加强，新型储能的规划布局需要从源网荷储综合资源优化角度考虑。“十四五”时期我国新型储能发展出现了一定功能定位不清晰、空间布局不合理的问题，有必要在“十四五”能源综合规划、电力规划、可再生能源规划等能源规划体系中明确储能的功能定位，进一步完善“十五五”及中长期新型储能发展各项目标、重点任务和发展机制。其次，建议研究制定“十五五”新型储能专项规划及中长期储能发展战略，对新型储能行业发展进行科学引导，根据电力系统需要合理规划储能建设的规模和布局，促进制储运用协调发展。此外，新版《能源法》提出要推进新型储能高质量发展，发挥各类储能在电力系统中的调节作用，《电力市场运行基本规则》对新型经营主体进行了定义，但新型储能在电力市场中的平等、独立经营主体地位仍需要进一步通过立法等形式明确。

　　二是聚焦关键堵点，突破技术瓶颈。当前新型储能成本仍然偏高，长时储能、混合储能、构网型储能技术有待突破，设备寿命和安全性仍需要验证，有必要研究制定储能技术近、中、远期发展目标和实施路线图，持续推动关键技术试点示范，通过技术进步实现成本下降和性能提升。一方面要大力推动新型储能本体技术研发，围绕钠离子电池、下一代液流电池、压缩空气储能、重力储能等关键技术开展技术研发与攻关，重点突破连续放电时长10 h以上的新型储能技术。另一方面要持续推进新型储能系统集成与测试技术研发，重点提升新型储能主动支撑、惯性响应、电压无功调节等构网能力。同时，要加快新型储能试点示范，重点利用多种储能技术配合应用实现优势互补，研发“锂电+飞轮”“锂电+超级电容”等混合储能的优化配置、能量管理、协同控制等技术，加快制定混合储能设计、安装、运行等相关标准，推动混合储能在电力系统中的创新应用。最后，要加快新型储能安全技术研发，加快固态电池、水系电池、机械储能等高安全储能技术研发与应用，从源头上杜绝新型储能项目安全隐患。

　　三是完善价格机制，提升盈利水平。参与电力市场是新型储能发展趋势，当前各地电力体制改革进程不一，新能源和新型储能与电力系统的融合模式处于探索阶段，新型储能参与的电力市场存在容量补偿缺失、报价出清模式不兼容、调度与价格机制不完善等问题。首先，建议结合负荷曲线、电源结构、网架形态等因素，加快核算新型储能容量价值，尽早明确新型储能容量补偿方案。其次，要降低新型储能参与电力批发市场的准入门槛、优化出清模型、丰富市场品种，探索基于充放电价差的市场报价与出清模型，引导新型储能以市场化方式参与系统调节。作为电力系统重要调节性资源，新型储能对保障电力安全供应有突出作用，因此需要加强市场化运行和紧急调用机制的衔接，完善新型储能参与临时调度和紧急调度的成本回收规则，使新型储能可以在各种不经济调度的情况下收回其损耗成本和机会成本。最后，随着分布式新能源和电动汽车的大量接入，新型储能对降低电网阻塞和延缓电网投资的作用将不断凸显，建议开展配电台区共享储能的模式探索，研究设计适应配电网共享储能的市场交易品种和交易规则，同时加快研究电网替代型储能的定义与边界，评估新型储能替代输配电设施投资及提升系统应急保障能力的综合效益，合理测算电网替代型储能设施投资与运行成本，尽快形成电网替代型储能成本疏导方案。

　　四是加快产品升级，拓展全球市场。合理竞争有助于优化资源配置、提升生产效率、降低生产成本、推动产业升级，我国新型储能产业取得的全球竞争力正是市场竞争的结果。而“内卷式”竞争下企业以过度降价抢占市场份额，资源过度集中于短期市场，研发投入下降，产业升级变慢，长期来看势必削弱企业竞争力和行业健康度。近期国内部分地区新型储能行业出现“内卷式”竞争苗头，建议强化新型储能产品市场化准入机制，严格规范技术条件，加快储能技术的标准化进程，制定和执行严格的技术标准和安全规范，建立健全技术标准体系，加强安全防护水平，淘汰落后产能。培育延伸钠离子电池储能、重力储能、氢储能等发展初期的储能产业链配套产业，补齐产业链条。与此同时，国家应引导各地结合资源禀赋、产业基础等条件，精准定位源、网、荷目标市场，避免“一窝蜂”重复建设和“同质化”恶性竞争态势。此外，有关部门与行业组织有必要加强与欧美国家标准与规则对接，建立关于储能电池碳足迹的核算规则、方法论和数据库，破除新型储能贸易壁垒，努力达成产能合作，并同步向新兴市场推广“新能源+储能”方案，积极培育新兴市场对新型储能的需求。