1、新型儲能政策體系不斷完善
新型儲能指除了抽水蓄能以外，以輸出電力為主要形式的儲能技術(shù)，是構(gòu)建以新能源為主體新型電力系統(tǒng)的重要支撐技術(shù)。從整個電力系統(tǒng)的角度看，儲能的應用場景可分為發(fā)電側(cè)儲能、輸配電側(cè)儲能和用戶側(cè)儲能三大場景。新型儲能與電力系統(tǒng)源、網(wǎng)、荷等各環(huán)節(jié)相融合，發(fā)電側(cè)匹配電力生產(chǎn)和消納，平滑出力波動，減輕電網(wǎng)壓力；電網(wǎng)側(cè)緩解調(diào)峰壓力、提升電網(wǎng)可靠性和電能質(zhì)量、保證容量充裕度；用戶側(cè)錯峰用電、提高用電穩(wěn)定性。
廣義儲能包括電儲能、熱儲能和氫儲能。電儲能是最主要的儲能方式，按照存儲原理的不同又分為電化學儲能和機械儲能兩種技術(shù)類型。其中，電化學儲能是指各種二次電池儲能，主要包括鋰離子電池、鉛蓄電池和鈉硫電池等；機械儲能主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等；其他儲能技術(shù)包括電磁儲能（超導儲能和超級電容）、氫儲能（堿性電解、PEM電解和SOCE電解）和熱儲能（熔融鹽儲熱）等。
機械儲能中，抽水蓄能是最成熟的電儲能技術(shù)，主要用于電力系統(tǒng)削峰填谷、調(diào)頻調(diào)相和緊急事故備用等。抽水蓄能具備技術(shù)成熟、功率和容量較大、壽命長、運行成本低等優(yōu)點。但受水資源和地理位置等問題，抽水蓄能發(fā)展空間受限。
壓縮空氣儲能(CAES)技術(shù)具有儲能容量大、儲能周期長、系統(tǒng)效率高、運行壽命長等特點，是最具有廣闊發(fā)展前景的大規(guī)模儲能技術(shù)之一。
飛輪儲能是一種機械能-電能雙向轉(zhuǎn)換的物理儲能技術(shù)，具備高功率密度、長壽命、零污染等特點。
電化學儲能，尤其是鋰電子電池具備長壽命、高能量密度、高效率、響應速度快、環(huán)境適應性強等優(yōu)點。同時，其受地理條件影響較小，建設周期短，可靈活運用于電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)及其他各類場景中。隨著技術(shù)迭代和成本的持續(xù)降低以及應用場景的增加，成為儲能新增裝機的主流。
液流電池是氧化還原反應實現(xiàn)電能與化學能雙向轉(zhuǎn)換的儲能技術(shù)，由電解液、電堆和循環(huán)系統(tǒng)構(gòu)成。全釩液流電池因電解液可再生、無交叉污染，成為商業(yè)化重點。
電化學儲能和機械儲能基本原理和主要優(yōu)缺點對比
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技術(shù)類型 |
基本原理 |
主要優(yōu)點 |
主要缺點 |
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電化學儲能 |
鋰離子電池 |
正負電極由兩種不同的鋰離子嵌入化合物構(gòu)成。充電時，Li+從正極脫嵌經(jīng)過電解質(zhì)嵌入負極；放電時則相反，Li+從負極脫嵌，經(jīng)過電解質(zhì)嵌入正極。 |
長壽命、高能量密度、高效率、響應速度快、環(huán)境適應性強 |
價格依然偏高，存在一定安全風險 |
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鉛蓄電池 |
鉛蓄電池的正極二氧化鉛(Pb02)和負極純鉛(Pb)浸到電解液(H2S04)中，兩極間會產(chǎn)生2V的電勢。 |
技術(shù)成熟、結(jié)構(gòu)簡單、價格低廉、維護方便 |
能量密度低、壽命短，不宜深度充放電和大功率放電 |
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液流電池 |
通過氧化還原反應實現(xiàn)電能與化學能雙向轉(zhuǎn)換的儲能技術(shù)，主流類型包括全釩液流電池、鋅溴液流電池、鐵鉻液流電池等。 |
高安全性、長循環(huán)壽命、功率與容量解耦、環(huán)保和高效性 |
初始成本高、能量密度低、系統(tǒng)復雜性高以及溫度敏感性 |
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鈉硫電池 |
正極由液態(tài)的硫組成，負極由液態(tài)的鈉組成，電池運行溫度需保持在300℃以上，以使電極處于熔融狀態(tài)。 |
能量密度高、循環(huán)壽命長、功率特性好、響應速度快 |
陽極的金屬鈉是易燃物，且運行在高溫下，因而存在一定的安全風險 |
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機械儲能 |
抽水蓄能 |
電網(wǎng)低谷時利用過剩電力將水從低標高的水庫抽到高標高的水庫，電網(wǎng)峰荷時高標高水庫中的水回流到下水庫推動水輪發(fā)電機發(fā)電。 |
技術(shù)成熟、功率和容量較大、壽命長、運行成本低 |
受地理資源條件的限制，能量密度較低，總投資較高 |
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壓縮空氣儲能 |
利用過剩電力將空氣壓縮儲存，當需要時再將壓縮空氣與天然氣混合，燃燒膨脹以推動燃氣輪機發(fā)電。 |
容量大、工作時間長、充放電循環(huán)次數(shù)多、壽命長 |
效率相對較低、建站條件較為苛刻 |
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飛輪儲能 |
利用電能將一個放在真空外殼內(nèi)的轉(zhuǎn)子加速，將電能以動能形式儲存起來。 |
功率密度高、壽命長、環(huán)境友好 |
能量密度低、充放電時間短、自放電率較高 |
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數(shù)據(jù)來源：觀研天下數(shù)據(jù)中心整理
根據(jù)觀研報告網(wǎng)發(fā)布的《中國新型儲能行業(yè)發(fā)展趨勢分析與投資前景預測報告（2025-2032年）》顯示，2021年以來，中央政府各部門出臺系列文件，從完善政策機制，推動儲能技術(shù)進步，提高谷峰電價價差，鼓勵技術(shù)多元化發(fā)展，規(guī)范行業(yè)管理等多個層面來為儲能發(fā)展奠定基礎(chǔ)。2025年2月，《新型儲能制造業(yè)高質(zhì)量發(fā)展行動方案》提出，面向中短時、長時電能存儲等多時間尺度、多應用場景需求，加快新型儲能本體技術(shù)多元化發(fā)展。加快鋰電池等成熟技術(shù)迭代升級，推動超級電容器、鉛碳電池、鈉電池、液流電池等工程化和應用技術(shù)攻關(guān)，發(fā)展壓縮空氣等長時儲能技術(shù)，適度超前布局氫儲能等超長時儲能技術(shù)，鼓勵結(jié)合應用需求開發(fā)多類型混合儲能技術(shù)。推動新型儲能與新一代信息技術(shù)深度融合，實現(xiàn)儲能系統(tǒng)高效集成和精準調(diào)控，提升新型儲能產(chǎn)品智能化水平。
近年來我國國家層面重要的新型儲能政策文件和簡要內(nèi)容
| 時間 | 政策/文件 | 發(fā)布部門 | 簡要內(nèi)容 |
| 2021.7 | 《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》 | 國家發(fā)展改革委、國家能源局 | 統(tǒng)籌開展儲能專項規(guī)劃，大力推進電源側(cè)儲能項目建設，積極推動電網(wǎng)側(cè)儲能合理化布局，積極支持用戶側(cè)儲能多元化發(fā)展等；到2025年，實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉(zhuǎn)變，裝機規(guī)模達3000萬千瓦以上；2030年，新型儲能核心技術(shù)裝備自主可控，技術(shù)創(chuàng)新和產(chǎn)業(yè)水平穩(wěn)居全球前列。 |
| 2021.7 | 《國家發(fā)展改革委關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》 | 國家發(fā)改委 | 各地要統(tǒng)籌考慮當?shù)仉娏ο到y(tǒng)峰谷差率、新能源裝機占比、系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力等因素，上年或當年預計最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1;其他地方原則上不低于3:1。 |
| 2021.10 | 《2030年前碳達峰行動方案》 | 國務院辦公廳 | 積極發(fā)展“新能源+儲能”、源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補，支持分布式新能源合理配置儲能系統(tǒng)。制定新一輪抽水蓄能電站中長期發(fā)展規(guī)劃，完善促進抽水蓄能發(fā)展的政策機制。到2025年，新型儲能裝機容量達到3000萬千瓦以上。到2030年，抽水蓄能電站裝機容量達到1.2億千瓦左右，省級電網(wǎng)基本具備5%以上的尖峰負荷響應能力。 |
| 2022.2 | 《"十四五"新型儲能發(fā)展實施方案》 | 國家發(fā)改委、國家能源局 | 電化學儲能技術(shù)性能進一步提升，系統(tǒng)成本降低30%以上；火電與核電機組抽汽蓄能等依托常規(guī)電源的新型儲能技術(shù)、百兆瓦級壓縮空氣儲能技術(shù)實現(xiàn)工程化應用；兆瓦級飛輪儲能等機械儲能技術(shù)逐步成熟；氫儲能、熱(冷)儲能等長時間尺度儲能技術(shù)取得突破。開展鈉離子電池、新型鋰離子電池、鉛炭電池、液流電池、壓縮空氣、氫(氨)儲能、熱(冷)儲能等關(guān)鍵核心技術(shù)、裝備和集成優(yōu)化設計研究，集中攻關(guān)超導、超級電容等儲能技術(shù)，研發(fā)儲備液態(tài)金屬電池、固態(tài)鋰離子電池、金屬空氣電池等新一代高能量密度儲能技術(shù)。 |
| 2022.8 | 《科技支撐碳達峰碳中和實施方案(2022-2030年)》 | 科技部等九部門 | 研發(fā)壓縮空氣儲能、飛輪儲能、液態(tài)和固態(tài)鋰離子電池儲能、鈉離子電池儲能、液流電池儲能等高效儲能技術(shù)；研發(fā)梯級電站大型儲能等新型儲能應用技術(shù)以及相關(guān)儲能安全技術(shù)。 |
| 2023.5 | 《關(guān)于抽水蓄能電站容量電價及有關(guān)事項的通知》 | 國家發(fā)展改革委 | 電網(wǎng)企業(yè)要統(tǒng)籌保障電力供應、確保電網(wǎng)安全、促進新能源消納等，合理安排抽水蓄能電站運行；要與電站簽訂年度調(diào)度運行協(xié)議并對外公示，公平公開公正實施調(diào)度；要嚴格執(zhí)行本通知核定的抽水蓄能電站容量電價，按月及時結(jié)算電費，結(jié)算情況單獨歸集、單獨反映，并于每年5月底前將上年度電價執(zhí)行情況、可用率情況等報價格司和相關(guān)省級價格主管部門。 |
| 2024.4 | 《關(guān)于促進新型儲能并網(wǎng)和調(diào)度運用的通知》 | 國家能源局 | 積極支持新能源+儲能、聚合儲能、光儲充一體化等聯(lián)合調(diào)用模式發(fā)展，優(yōu)先調(diào)用新型儲能試點示范項目，充分發(fā)揮各類儲能價值。調(diào)用新型儲能時，對于參與電力市場的新型儲能，按照市場出清結(jié)果安排新型儲能運行，對于暫不具備參與電力市場條件的新型儲能，通過調(diào)度指令進行調(diào)用。 |
| 2024.5 | 《2024-2025年節(jié)能降碳行動方案》 | 國務院 | 加快建設大型風電光伏基地外送通道，提升跨省跨區(qū)輸電能力。加快配電網(wǎng)改造，提升分布式新能源承載力。積極發(fā)展抽水蓄能、新型儲能。大力發(fā)展微電網(wǎng)、虛擬電廠、車網(wǎng)互動等新技術(shù)新模式。到2025年底，全國抽水蓄能、新型儲能裝機分別超過6200萬千瓦、4000萬千瓦；各地區(qū)需求響應能力一般應達到最大用電負荷的3%—5%,年度最大用電負荷峰谷差率超過40%的地區(qū)需求響應能力應達到最大用電負荷的5%以上。 |
| 2024.8 | 《加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)行動方案(2024—2027年)》 | 國家發(fā)改委等部門 | 整合源儲資源、優(yōu)化調(diào)度機制、完善市場規(guī)則，提升典型場景下風電、光伏電站的系統(tǒng)友好性能。改造升級一批已配置新型儲能但未有效利用的新能源電站，建設一批提升電力供應保障能力的系統(tǒng)友好型新能源電站，提高可靠出力水平，新能源置信出力提升至10%以上。圍繞不同應用場景對爬坡速率、容量、長時間尺度調(diào)節(jié)及經(jīng)濟性、安全性的需求，探索建設一批液流電池、飛輪、壓縮空氣儲能、重力儲能、二氧化碳儲能、液態(tài)空氣儲能、鈉離子電池、鉛炭電池等多種技術(shù)路線的儲能電站。通過合理的政策機制，引導新型儲能電站的市場化投資運營。 |
| 2025.1 | 《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》 | 國家發(fā)改委 | 強化改革與優(yōu)化環(huán)境協(xié)同，堅決糾正不當干預電力市場行為，不得向新能源不合理分攤費用，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。 |
| 2025.1 | 《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》 | 國家發(fā)改委 | 強化改革與優(yōu)化環(huán)境協(xié)同，堅決糾正不當干預電力市場行為，不得向新能源不合理分攤費用，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。 |
| 2025.2 | 《新型儲能制造業(yè)高質(zhì)量發(fā)展行動方案》 | 工業(yè)和信息化部等九部門 | 發(fā)展多元化新型儲能本體技術(shù)，加快鋰電池等成熟技術(shù)迭代升級，支持顛覆性技術(shù)創(chuàng)新，提升高端產(chǎn)品供給能力。推動超級電容器、鉛碳電池、鈉電池、液流電池等工程化和應用技術(shù)攻關(guān)。發(fā)展壓縮空氣等長時儲能技術(shù)，加快提升技術(shù)經(jīng)濟性和系統(tǒng)能量轉(zhuǎn)換效率。適度超前布局氫儲能等超長時儲能技術(shù)，鼓勵結(jié)合應用需求開發(fā)多類型混合儲能技術(shù)，支持新體系電池、智能電池、儲熱儲冷及新型物理儲能等前瞻技術(shù)基礎(chǔ)研究。 |
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2、新型儲能裝機規(guī)模快速增加
截至2024年底，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規(guī)模達7376萬千瓦/1.68億千瓦時，約為“十三五”末的20倍，較2023年底增長超過130%，全年新增新型儲能裝機4237萬千瓦/1.01億千瓦時。全國新型儲能平均儲能時長2.3小時，較2023年底增加約0.2小時，“十四五”以來儲能時長呈上升趨勢。
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華北、西北為新型儲能裝機規(guī)模較大地區(qū)，裝機規(guī)模分別為2224萬千瓦/4942萬千瓦時、1871萬千瓦/5201萬千瓦時，裝機合計約占全國55.5%。華東、華中、南方、東北地區(qū)裝機占比分別為16.9%、14.7%、12.4%、0.5%。其中，華東地區(qū)占比較2023年底提升8.6個百分點。
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截至2024年底，全國新型儲能項目單站規(guī)模10萬千瓦及以上、儲能時長2小時及以上的項目占比較高。單站規(guī)模10萬千瓦及以上項目合計裝機4596萬千瓦，約占62%，單站儲能時長2小時及以上項目合計裝機6386萬千瓦，約占86%。從目前在建項目情況看，大型化、中長時新型儲能項目呈增長趨勢。
數(shù)據(jù)來源：國家能源局、觀研天下數(shù)據(jù)中心整理
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2024年，我國新型儲能項目應用場景主要包括獨立儲能、共享儲能和新能源配建儲能，合計裝機占比近90%。其中，獨立儲能、共享儲能裝機規(guī)模3412萬千瓦/7432萬千瓦時，裝機占比約46%，新能源配建儲能裝機規(guī)模3097萬千瓦/7379萬千瓦時，裝機占比約42%。
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2024年，新型儲能調(diào)用情況相較2023年大幅提升，年均等效利用小時數(shù)911小時，比2023年提升約300小時；年均等效充放電次數(shù)221次，比2023年提升約59次。浙江、江蘇、重慶、新疆、廣東、西藏、湖北、寧夏等?。▍^(qū)）年均等效利用小時數(shù)達到1000小時以上。
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