储能前沿 | 武震：中国新型储能产业高速增长下的挑战与破局
电力规划设计总院 副处长 武震
“2024年，中国新型储能装机规模近7400万千瓦，较前一年增长135%，成为全球储能市场的领跑者。从西北荒漠的压缩空气储能电站，到江苏电网的百万千瓦级调峰实践，新型储能正成为支撑‘双碳’目标的关键力量。然而，在爆发式增长的背后，技术路线选择、市场机制完善、政策协同等深层次问题逐渐显现，行业如何在高速发展中寻找平衡点？”
在CESC2025第三届国际储能大会现场，电力规划设计总院副处长武震分享了《我国新型储能发展展望》，从我国新型储能发展现状、高速发展过程中存在的问题及发展展望等维度进行分析，为推动新能源行业迈向高质量发展提供了系统性思路。
过去两年，中国新型储能产业迎来“翻倍式”增长。西北、华北地区集中了全国50%以上的储能项目，锂电池以96%的市场占比主导技术路线，300兆瓦级压缩空气储能、大容量钠离子电池等新技术加速落地。江苏，500万千瓦储能机组在夏季用电高峰中实际出力达450万千瓦，成为电网安全的重要防线。政策层面，国家与地方累计出台200余项支持措施，推动产业快速扩张。
然而，亮眼数据背后，行业痛点逐渐浮出水面。
规划与需求错位是首要难题。部分省份强制配储政策催生大量闲置项目，新能源配储利用率不足10%的案例引发争议。备案制管理下，储能布局与电网调节需求、其他电源协同性不足，导致资源浪费。经济性困境同样严峻：锂电池产能利用率仅57%，储能系统价格年内下跌30%，而现货市场平均价差难以覆盖成本，企业盈利压力陡增。
技术路线单一化风险显现。锂电池虽占绝对主流，但在高寒、弱电网等特殊场景中性能受限。西北新能源基地需要更强的电网支撑能力，而构网型储能、氢储能等新技术仍处于工程验证阶段。行业面临两难选择：既要守住锂电池的规模优势，又需在长时储能、极端环境应用等新领域突破“卡脖子”技术。
政策调整带来转型阵痛。随着“136号文”取消新能源强制配储要求，储能发展逻辑面临重构。短期看，市场化电价可能导致新能源收益下降，中长期看，这倒逼储能回归电力系统真实需求。内蒙古试点的容量补偿机制（0.35元/千瓦时）、山东现货市场探索的复合收益模式，正在为市场化机制积累经验。
面向未来，行业破局路径逐渐清晰：
1.规划体系升级：国家正推进"十五五"储能专项规划，强化央地规划衔接，建立"因地制宜+源网荷储协同"的科学布局机制。各地将编制新型储能专项规划，同步构建常态化评估与重大项目监测体系，确保规划精准匹配区域电力系统调节需求，推动储能高效利用。
2.技术多元发展：国家能源局2024年推出56个新型储能示范项目，涵盖锂电、压缩空气、液流电池等十余种技术。锂电仍占主导（96%以上），压缩空气、液流电池加速百兆瓦级规模化应用，重力、飞轮、钠离子储能实现商业化突破。项目呈现单站规模超300兆瓦、储能时长增至4-8小时趋势，标志我国储能技术进入多元协同发展新阶段。
3.调度机制优化：需明确新型储能调度范围与权责划分，建立按需科学调用机制。完善调度技术标准体系，规范并网运行技术要求。推动存量新能源配建储能转为独立电站，释放资源潜力，同步强化政策保障，构建"调度-标准-转化"协同机制，提升储能系统调节效能。
4.新型储能多场景应用：新型储能将与“源”“网”“荷”各侧深度融合。在张家口风光储示范基地，一套储能系统同时承担调峰、调频、应急备用的多重职能，这种多场景融合模式或许指明了方向——当储能真正融入电力系统全环节，其价值将通过市场化机制精准兑现。
5.加快建设容量电价机制：新型储能容量电价涉及问题较为复杂，在容量电价机制设计中应充分考虑合理容量需求、制定价格上限、明确电价疏导渠道等，研究采用竞价等市场化方式进行容量分配并形成容量价格。
这场转型没有捷径，唯有在技术突破、政策完善与市场觉醒的共振中，新型储能才能从“政策驱动”走向“需求驱动”，成为中国能源革命的坚实底座。
