告别规模竞速 储能拼什么？

来源：中国能源新闻网 时间：2026-11-13 19:35

告别规模竞速 储能拼什么？

——《“十五五”新型储能实施方案》划出三条主线

中国能源新闻网记者 衣韵潼

　　新型储能作为六大新兴支柱产业之一，对有效促进电力系统源网荷储各环节融合互动，支撑建设新型电力系统起到重要作用。

　　当前，我国新型储能规模已实现全球领先，但规模优势不等同于发展胜势。当行业跨过规模化门槛，下一阶段的核心命题，已从“建得多”转向“用得好、机制顺、产业强”。

　　11月13日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十五五”新型储能实施方案》（以下简称“《实施方案》”），系统部署下一阶段新型储能发展路径。其中重点划出三条主线——以市场化重塑发展逻辑，以场景化拓展应用空间，以技术攻关增强系统支撑。

　　由规模化发展步入市场化发展新阶段

　　过去五年，我国新型储能经历了从小到大、从弱到强的跨越式发展。

　　装机规模从“十三五”末的300万千瓦提升至1.36亿千瓦，增长近45倍；平均储能时长由2小时提升至2.6小时。到今年9月底，装机规模已达1.67亿千瓦，年底还将有一批项目集中投产。

　　五年时间，新型储能成长出万亿级产业空间，也完成了三次阶段性跃迁——

　　“十三五”由研发示范向商业化初期过渡，“十四五”由商业化初期步入规模化发展，根据《实施方案》最新安排，“十五五”则由规模化发展步入市场化发展。

　　“新型储能的发展动能已从政策驱动转向市场驱动，收益来源转向‘容量+电量+辅助服务’多元组合，竞争重心也从比拼装机规模和价格转向创造价值和全生命周期运营能力和水平。”电力规划设计总院副总工程师徐东杰告诉记者，现阶段新型储能走向市场化，是行业演进的必然趋势。

　　交易与价格，是市场化运行的两大支点。

　　《实施方案》提出，推动新型储能公平参与中长期、现货市场，鼓励配置新型储能的新能源大基地作为一个整体共同参与跨省区中长期市场。鼓励各地因地制宜推动配建储能作为独立运行主体参与电力市场。支持新型储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式参与辅助服务市场。

　　价格端，今年《关于完善发电侧容量电价机制的通知》印发，首次在国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制，相当于给储能发了一份稳定的“基本工资”，为独立储能项目提供容量保底收益，稳定市场投资预期。但该补偿标准以当地煤电容量电价为基准、按储能放电时长折算，叠加各地发展条件差异，单靠这份“基本工资”尚不足以覆盖成本。

　　更现实的压力还有系统运行费。近年来，新能源高比例并网之下，电力系统调节需求持续抬升，推高了系统运行费水平。据统计，目前部分省份的系统运行费已突破0.1元/千瓦时，这一成本增量挤压了储能的收益空间。

　　据此，《实施方案》提出，健全新型储能容量价值体现机制，推动完善新型储能充放电价格机制。推动新型储能公平参与各类电力市场，通过市场交易合理形成充放电价格。研究优化系统运行费分摊方式。

　　“新型储能要实现市场化发展的转型，重点在于更加完善的电力市场机制和价格机制，将新型储能在促消纳、保供应、稳安全等方面的功能作用充分激发出来，并给予合理的价值体现。”中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻表示。

　　国家新型储能创新中心首席科学家刘石同样认为，市场化转型的核心要义，是通过市场价格信号和机制设计合理体现新型储能的多元价值，依靠市场交易与价值回报实现可持续发展。

　　拓展应用场景位列“十五五”重点任务之首

　　发展逻辑的切换，最直观的信号，体现在任务排序的变化上。

　　不同于“十四五”时期以技术攻关、示范引领为主，《实施方案》设定的6项重点任务中，“构建新型储能多元应用场景”位列首位。

　　“把拓展应用场景放在最前面，体现了从实际需求出发确定储能功能和建设布局的要求，实现规模、质量、效益协同提升。”刘石认为。

　　徐东杰表示，拓展应用场景居首，本质上是新型储能从配了多少转向在哪里用、解决什么问题、产生什么效果的升级。“通过典型场景把技术路线、市场机制和系统价值有机统一，让规模化建立在真实需求之上。”

　　回望“十四五”，我国新型储能的应用场景建设取得了阶段性成绩。国家能源局统计数据显示，过去五年，我国新能源配建新型储能占比36.9%，电网侧独立储能占比51.2%。

　　新型储能建设有效助力了新能源消纳。2025年，新型储能消纳新能源电量超300亿千瓦时，促进新能源利用率提升约2个百分点。

　　电力顶峰保供的作用也实实在在。2023年至2025年，全国新型储能等效利用小时数从611小时提高至1195小时，逐年抬升；今年7月全国用电负荷攀至峰值时，新型储能最大放电功率达5100万千瓦，约占当日高峰负荷的3.3%，较去年同期提升近1个百分点。

　　推动新型储能将规模优势转化为更高的系统效益，场景化布局，核心就是围绕重点需求精准配置资源。

　　《实施方案》总体目标提出，到2030年，全国新型储能装机规模达到3亿千瓦，平均储能时长3小时左右。基于此，构建新型储能多元应用场景，要积极鼓励发展电源侧新型储能，到2030年，新能源基地配置新型储能规模约5000万-6000万千瓦；因地制宜建设电网侧新型储能，到2030年，可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能规模约1.4亿千瓦；加大力度创新多场景新型储能。

　　“新能源基地配储加电网侧独立储能约占全国新型储能装机目标的三分之二，反映出储能配置重心聚焦于新能源基地开发送出和电网调节支撑。”刘石表示。

　　电源侧，支撑新能源基地开发送出，在“沙戈荒”等新能源基地合理规划建设新型储能，提升通道可靠容量支撑。考虑水风光系统运行稳定性需求，在水风光一体化基地按需合理配置新型储能。在海上风电升压站、汇流站、登陆点等节点按需建设新型储能，支撑海上风电打捆送出。

　　电网侧，加强区域电力供应保障，在迎峰度夏、迎峰度冬或其他用电高峰时期电力供应紧张地区，规划建设新型储能，提高系统顶峰能力，促进电力可靠供应。

　　“在新型储能的功能定位上，过去关注比较多的是新能源消纳与电力系统稳定支撑。近两年，顶峰保供成为新型储能成为重要发力方向，江苏、浙江、重庆、云南、山东等地已有了不少成熟实践。”国家能源局有关负责人指出。

　　此外，伴随零碳园区、算电协同等陆续起步，创新场景重点服务用户负荷绿色低碳用能、支持与电力新模式协同发展、推动新业态跨领域融合发展。其中，《实施方案》强调，积极推动新型储能与智慧城市、智慧交通等领域跨界融合，提升能源综合利用效率。鼓励在数据中心合理配置新型储能，促进算力电力协同发展。

　　技术路线多元化发展仍然是未来方向

　　“强调场景扩展，并不意味着忽视科技创新。”徐东杰指出，紧密结合新型电力系统建设需要，要尤为注意把握好新型储能的科技创新方向。

　　“十四五”时期，新型储能多元技术路线并行发展，其中锂离子电池储能作为主导，截至2025年末装机占比已达96%。

　　聚焦“十五五”，《实施方案》提出，支持新型储能科技创新攻关，要大力推动新型储能技术创新、加快行业关键共性技术攻关、多措并举积极支持科技创新。

　　国家能源局有关负责人告诉记者，从技术路线上看，“十五五”将在保持多元化发展的基础上，进一步提升性能、降低成本、提高应用水平，形成多种技术路线加速突破格局。

　　其中，在中短时储能领域，锂离子电池储能仍是未来规模增量最大的技术路线。在长时储能领域，压缩空气储能技术在4小时以上、有转动惯量需求、抽水蓄能及火电替代场景下具有较好的规模化应用前景；液流电池在安全性要求高的长时调节场景下为较优选择。在系统支撑储能领域，构网型储能将成为支撑电力系统稳定运行的重要发展方向；飞轮储能在电网调频、瞬时功率支撑、快速平抑波动等场景具备发展优势。

　　值得注意的是，在科学布局新型储能创新方向上，此次《实施方案》强调“推广钠离子电池应用”，意味着钠离子电池已逐步具备开展商业化推广的基础。

　　“将钠离子电池列入加快推进应用的技术路线，有利于发挥其比较优势，丰富不同场景下的技术选择，体现了政策着力点进一步向应用推广延伸。”刘石认为。

　　当前，我国钠离子电池储能处于示范应用阶段，已建成湖北潜江、广西伏林等50兆瓦钠离子电池储能项目，储能时长为2小时。虽然相较于锂离子电池产业布局起步较晚，但胜在资源优势突出。

　　就行业发展看，目前，不少头部企业已铺开钠离子电池产线，业内预计2027年左右或有较大规模上市。不过，产业能否走快，最终还要看市场验证——“若锂价无明显波动、钠电成本长期下不来，压力依然存在。”

　　“总体而言，面向新型电力系统对多时间尺度、多应用场景的调节需求，‘十五五’最重要的是确保科技创新方向与实际调节需求的高度匹配，实现储能‘好用’，也最大程度‘用好’储能”，徐东杰表示，同时，推动新型储能高效利用技术攻关，依托人工智能、大模型驱动等前沿技术，提升电站信息化数字化水平，促进新型储能调节作用发挥。

　　李臻同样认为，“十五五”时期，需着力推进储能集群调控、多技术混合应用等共性技术发展，推动人工智能、数字孪生深度赋能储能全流程，以数字化手段提升全生命周期利用效能。

　　“往后看，储能技术路线不再追求单一技术的‘最优解’，而是按照系统在不同时间尺度上的调节刚需，配置分层、分时长、分场景的技术组合。”李臻称。

　　责任编辑：沈馨蕊