文／陈海生
近年来，我国新型储能产业与人工智能、新材料等前沿技术深度融合，持续向降本增效、安全可靠的方向迈进。行业持续推动储能系统安全运行、项目商业化运行以及产业化高质量发展，以满足新型电力系统的应用需求。
2024年，我国新型储能的实际装机容量远超预期，达到43.7吉瓦/109.8吉瓦时，同比增长103%。其中，山东、河北、湖南、浙江、广东、江苏、贵州和西藏等8个省份已率先完成《“十四五”新型储能发展实施方案》中的装机目标。
当前，行业的机遇与挑战并存。一方面，“新型储能”概念被纳入更高层面的宏观规划，为行业发展提供了有力的政策保障。此外，产业链企业纷纷斩获海外订单，为行业下一步的发展提供了更大空间。另一方面，行业竞争越发激烈，部分企业陷入了增收不增利的困境。
展望2025年，尽管市场整体表现良好，但“内卷”现象短期内难以完全消除，投资者对企业的青睐将呈现差异化。中关村储能产业技术联盟预计，2025年，我国新型储能新增装机容量将为40.8吉瓦至51.9吉瓦，具有国际化布局和技术创新能力的企业有望在激烈的市场竞争中脱颖而出。
规模化发展初步实现
2024年，我国电力储能项目的累计装机容量达到137.9吉瓦。其中，新型储能装机规模首次超过抽水蓄能，达到78.3吉瓦/184.2吉瓦时，功率和能量规模同比分别增长126.5%和147.5%。
从新型储能项目的区域分布看，装机容量前十省份的容量均已达到吉瓦时级别，内蒙古成为我国首个新型储能装机容量超过1吉瓦的省份。在各类储能技术中，锂离子电池技术成为装机占比最大的储能技术，占比达到55.2%。其他技术也取得了显著进展。例如，首个300兆瓦级压缩空气储能项目实现并网，我国最大百兆瓦级钠离子电池储能项目并网，百兆瓦级重力储能首套充放电单元测试成功，百兆瓦级飞轮储能电站进入建设阶段。
从项目数量看，2024年我国新建新型储能项目2919个，数量同比增长182%，其中有180多个项目投运，同比增长67%。在新增的规划在建和投运项目中，时长2~4小时的储能项目最多，占比达到80%。从功率来看，运行项目中10兆瓦以下的项目最多，而规划在建的项目中，100~500兆瓦的大型项目占比较高。
从应用领域看，我国新型储能项目的应用方向仍以电源侧和电网侧为主；从项目提供的服务角度来看，大容量的能量服务、支撑可再生能源并网和用户能源管理服务是新增投运项目中最主要的服务类型。
政策环境不断优化。据统计，全国已累计发布2470项与储能直接和间接相关的政策，其中2024年新增政策770余项，较去年增长1.2倍。国家政策通过市场化机制和规范管理推动储能产业发展；地方政策则侧重发展规划、补贴、新能源配置储能等。在新能源配置储能方面，多个省份在2024年明确提出了“同步规划、同步设计建设”的要求。同时，在新能源项目中配置储能的要求更严格、容量占比也更大。例如，湖北省在《关于开展2024年常规新能源发电项目竞争性配置的通知》中明确，光伏项目按照25%/2小时、风电项目按照30%/2小时增配新型储能；在基础配储比例之上，再自愿增配一定规模的储能容量，作为竞争因素。
部分省份对新能源配储的考核更加严格。云南、宁夏、青海等地出台了针对未按期足额配建或租赁储能的新能源电站的惩罚性措施，包括收取调节费用、增加退出比例、增大投入幅度等。灵活配储也受到部分省份政策的鼓励，例如，河北省在2024年8月发布的《关于促进独立储能加快发展有关事项的通知》中明确，未开工新能源项目需配建储能的，鼓励优先通过租赁方式配置储能，不再单独配建容量低于10万千瓦/20万千瓦时的储能设施；独立储能可在同一省级电网区域向新能源项目出租容量，不受市域限制。
从产值规划看，新型储能作为经济增长新引擎，在多个地方的产业规划中被重点提及，以2025年为时间节点的产值目标统计已超过3万亿元。目前，多个省份已明确提出2027年和2030年的产值目标。此外，我国储能企业在2024年的出口范围已延伸至美洲、欧洲、大洋洲、非洲以及东南亚、中东等地区。
商业运营模式加速调整
在新能源项目加快落地以及全国统一电力市场建设加速的背景下，储能的运营模式也在调整。为了更好地衔接现货市场，多个省份在2024年依据用户侧峰谷分时电价机制，引导市场主体签订中长期合同，以适应市场新需求。
目前，独立储能的商业模式在很大程度上依赖于容量租赁，但从独立/共享储能的商业模式来看，容量租赁模式仍面临诸多挑战。首先，出租率较低，部分省份电站的储能出租率甚至低于30%。其次，租赁价格出现下滑，部分省份2024年的租赁价格相较于2023年的最高价下降了15%。此外，储能租赁周期也在缩短，这给独立储能的商业化投资和运营带来了风险。同时，容量补偿机制尚不完善，与其他灵活性资源“同质同价”的容量补偿机制仍未建立。
针对这些问题，部分省份开始借助“明确租赁交易价格的上下限”等方式探索容量租赁新方案。云南省在不久前发布的《关于进一步推进新型共享储能发展的通知》中明确，新型共享储能当月未成交部分，将按照参考价格下浮30%获得调节费用，这一举措旨在为储能租赁市场提供更稳定的交易环境和价格保障。
辅助服务是规模化储能向电力系统提供灵活性调节的主要渠道，也是兑现其商业化价值的重要模式。目前，国内调峰调频正从计划向市场化方向过渡，多个省份下调了调峰补偿价格上限，对储能参与调频市场的中标市场份额、调频速率、性能系数、价格上限等做了限制性规定，无论是调峰收益还是调频收益都将受到较大影响。
储能运营模式面临的问题，根源在于电力市场建设尚属初期，现有市场机制仍难以充分体现储能的真正价值。一方面，新能源电力大量进入市场，导致电量电价在中长期市场和现货市场都有较大幅度下降。电量电价的下降减少了储能项目通过峰谷价差套利的空间，也使得储能项目在市场中的竞争力下降。另一方面，当前的电力市场还不是完全竞争市场，新能源进入市场交易的量虽大，但尚未形成全量市场。以广东为例，居民和公共事业部门等30%的用户未进入市场，因此，市场还不能完全反映出供需关系。
独立储能租赁价格下降的原因之一是供需失衡。随着新能源政策推动大量项目上马，储能容量租赁需求在一些区域出现了供过于求的情况。当储能容量租赁的供给超过实际需求，将导致价格下降。价格下降反映出储能市场在局部区域的供需失衡，影响了储能项目的经济收益和投资回报率，进而阻碍了储能商业模式的发展。
在电力系统中，储能应具有多重价值（调峰、调频、备用电源等），然而，目前市场对于储能价值的认知和使用还不够充分，仅以容量租赁为主要商业模式，这难以全面体现储能的综合价值。尤其当容量租赁价格下降时，储能的其他潜在价值（提升电网稳定性、促进新能源消纳等）未能得到相应的经济补偿，进一步导致储能的价值被低估。
2024年，一些省份已经开始探索容量补偿机制，但这些机制仍处于起步阶段。下一步，随着新型储能技术的成熟和市场机制的逐步完善，容量补偿机制的建立将成为必然。
让灵活调节作用加快释放
“十四五”期间，我国对储能产业的定位是“实现技术突破与规模化发展”。近几年，行业发展的重点主要集中在突破关键技术、实现项目落地、推动全场景示范等方面。当前，我国储能已经实现规模化发展和初步应用，大量项目进入运营环节。“十五五”时期，在构建新型电力系统的目标下，能源行业将整体协调抽水蓄能、火电资源及新型储能等灵活性资源的规划和建设，统筹规划上述资源的协同发展。
作为“十四五”的收官之年和“十五五”的准备之年，我国新型储能产业在2025年的发展将呈现出以下趋势：
一是储能的规模化调节能力和保供价值将不断提升。
2024年，多个区域和省级电网开展了新型储能的集中调用实验，在消纳紧张和假期保供等关键时段验证了新型储能的可靠性和有效性。目前，有关调用补偿的政策也陆续出台。例如，上海市不久前发布的《上海市新型储能示范引领创新发展工作方案（2025~2030年）》明确，纳入年度建设计划的独立储能电站现阶段参照发电项目进行调用结算，火电机组配建储能项目随所属发电项目提供辅助服务获得收益，用户侧储能项目通过为用户提供多种电力服务或随所属用户主体参与电力需求响应获得收益。
随着政策支持力度的加大以及电网调度平台技术的加速升级，储能的调用小时数和集中调度规模还将进一步增加。储能产品的技术革新将推进行业从关注价格向关注价值转变。新型储能将在规模化调节和保供价值方面发挥越来越重要的作用，并为新型电力系统的构建提供更多支撑。
二是储能项目的商业模式将更为多样。
随着市场的发展，储能参与电力市场的门槛逐渐降低，政策层面也对独立储能的市场参与给予了明确许可。辅助服务市场品种不断增加，储能电站除参与二次调频市场外，还可以参与爬坡、备用等市场，获取多重收益。据行业预测，随着现货市场全面推进，越来越多的省份有望实现现货市场与辅助服务市场的收益叠加，推动储能行业向“一体多用、分时复用”的高效模式迈进。
商业模式的多元化，将有助于我国新型储能产业与国际市场接轨。以山西省为例，该省率先提出了现货市场与辅助服务市场耦合发展的创新模式，为储能项目同时参与两个市场提供了可能。在国际市场上，储能的商业化成功往往依赖于其能够同时参与多个市场并实现收益的叠加。对于模式的探索将推动行业的市场化发展，并为企业未来参与国际市场积累经验。
（作者系中关村储能产业技术联盟理事长、中国科学院工程热物理研究所所长）
原标题：赋能2025｜新型储能：量质齐升，释放灵活调节潜能
