新型储能装机增长130%，调度利用水平持续提升

大力推进新型电力系统建设，对灵活性调节能力提出更高要求。储能作为重要的灵活性调节资源，从“规模扩张”迈向“价值创造”，近年来得到快速发展。

高歌猛进的进程中，新型储能如何通过政策调整、技术革新、市场重构，步入高质量发展新阶段？在3月27日中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）举办的第三届中国储能大会上，记者尝试对上述问题找到答案。

新型储能已实现跨越式发展

作为新型电力系统的重要技术和基础装备，新型储能已成为能源领域新质生产力的重要体现。2025年，政府工作报告第二次提及“新型储能”，将其列为国家级先进制造业集群。

回顾2024年，中国新型储能建设已实现跨越式发展。

国家能源局统计显示，截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模7376万千瓦/1.68亿千瓦时，平均储能时长约2.3小时，装机规模较2023年底增长130%。

在总体装机规模快速增长的同时，新型储能单站规模也不断扩大，我国电化学储能的“大型化”发展趋势愈加明显。

中电联专职副理事长王抒祥介绍，2024年，百兆瓦级以上的大型储能电站装机占比达到65%，同比提升14%；其中，新增电站中大型电站的装机占比达到74.16%，电化学储能逐步走向集中式、大型化。

根据此次会上中电联发布的《2024年度电化学储能电站行业统计数据》，去年，我国电化学储能利用率显著提升，年均运行小时、利用小时及充放电次数均大幅提高——

具体来看，年均运行小时达到1649小时，较2023年增加510小时，同比上升45%；年均利用小时911小时，较2023年增加300小时，同比上升49%；年均等效充放电次数221次，较2023年增加59次，同比上升39%。

我国新型储能调度利用水平持续提升，有效促进了新能源消纳，发挥出顶峰保供、保障电力系统安全稳定运行的作用，有力支撑了新型电力系统建设。

同时，新型储能技术创新不断涌现，300兆瓦等级压缩空气储能、100兆瓦等级液流电池储能、十兆瓦级飞轮储能项目陆续并网运行，重力储能、液态空气储能、超级电容器储能等新技术持续推动落地，呈现蓬勃发展态势。

储能应用场景多元化亦有所加快，电源侧、电网侧和工商业储能发展迅猛，电化学储能、机械储能以及台区配储、微电网配储新等新技术、新应用层出不穷，构网型技术迭代应用加速。

此外，在政策层面，2024年以来，我国累计发布储能相关政策700余项，涵盖发展规划、电价改革、示范应用等各个方向，加快推进储能产业高质量发展。

储能经济性有待进一步提升

“2025年是中国新型储能行业的关键年。促进储能产业高质量发展，除着力加强技术创新、提升安全水平、加快标准修订外，排在首位的是推动市场建设和政策机制有效衔接，进一步提升储能经济性。”王抒祥指出。

近年来，《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》《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》等相继出台，推动新型储能市场化运营程度提高。但不可否认的是，储能市场机制仍存在不少问题，制约了产业的高水平运用——

例如，电能量市场电价浮动区间较窄，无法真实反映市场需求；辅助服务费用分摊机制尚未打通，影响储能电站的经济效益；新型储能容量电价实施细则尚未出台，项目补偿难以落实；部分储能并网运行后出现不同程度的质量和安全问题，影响调度运用。

全面发挥新型储能在电力市场中的积极作用，在王抒祥看来，要积极参与电能量市场，推动“新能源+储能”一体化参与电能量市场交易，合理扩大现货交易和中长期交易限价差价。

同时，丰富辅助服务品类，体现新型储能特有的灵活性资源价值，扩大辅助服务市场规模，合理疏导费用；加快容量市场建设，参照其他电源的容量补偿标准，体现“同网同价”原则，给予新型储能一定的容量补偿。

国网能源研究院有限公司总经理(院长)、党委副书记魏玢表示，加快完善新型储能市场机制，要推动各类储能参与市场交易，允许储能设施以独立主体、与新能源组合、虚拟电厂等多种形式参与电力市场，建立储能市场化发展的商业模式。

此外，差异化完善市场和价格机制。以保供应为主要应用场景的储能，应参照火电、核电等其他调节电源，在电能量、辅助服务市场外给予一定的容量补偿，保障其规模合理增长；而以促消纳为主要应用场景的储能，主要通过现货市场的峰谷价差、辅助服务市场获得收益。

国家电力调度控制中心副主任张振宇认为，健全储能市场机制，一方面，要根据系统的发展运行需求，参照同类电源的价格形成机制，研究容量、电量、安全等价格机制；另一方面，发挥市场引导作用，鼓励更多主体参与市场，通过市场充分体现灵活调节资源调峰价值。

“丰富市场品种，根据新型储能作用，兑现储能爬坡、惯量支撑价值；与此同时，逐步推动电源侧储能以独立市场主体身份参与市场化运用。”张振宇称。

来源：中国电力报