数字储能网讯：根据我国最新发布的国家自主贡献目标，未来十年年均新增风电、光伏发电装机容量约为2亿千瓦。作为重要的灵活性调节资源，新型储能的系统作用、产业价值也日益凸显，但其规模化发展还面临技术、经济性、安全性等短板，需要政产学研多方合力破局。
本期封面策划聚焦新型储能规模化发展的关键问题：如何让新型储能从一亮眼的装机数据，成长为新型电力系统可靠、可用且经济的支撑，并通过政策解读、市场分析与各地实践，深入剖析产业转型路径。
11月29日，吉林省气象局发布预报，11月30日起全省将出现明显降温过程，12月1日白天，松原、白城等地最低气温将降至零下7至零下8摄氏度。位于松原市乾安县水字镇的乾安100兆瓦/200兆瓦时储能示范项目正在满负荷运行。全钒液流电池舱内，温控系统将温差控制在5摄氏度以内，充放电效率保持在92%以上，持续为周边风电场提供调峰支撑。
这样“严寒不减产”的场景，正是吉林新型储能快速发展的缩影。近年来，吉林省加快推进“风光储一体化”基地建设，积极打造国家“松辽清洁能源基地”核心区。根据相关规划，到2030年，全省非化石能源消费比重将提升至20%左右，风光发电装机容量预计达到6000万千瓦。
为平抑新能源出力波动，近两年，吉林西部风光资源集中的长春、松原、白城等地已陆续投运总装机规模为40万千瓦/120万千瓦时的新型储能项目，技术路线涵盖全钒液流、磷酸铁锂、飞轮、钠离子电池及氢储能等。
今年5月发布的《吉林省新型储能高质量发展规划（2024—2030年）》指出，目前吉林已投运的储能项目多为新能源场站“自建自用”，导致整体利用率偏低，调度运行效率不高。同时，由于缺乏稳定的成本疏导机制，项目全生命周期度电成本偏高，技术经济性尚未达到商业化推广条件。此外，安全风险防控机制和风险评估体系仍有待进一步完善。
如何将“抗严寒”的技术优势转化为长期发展的综合竞争力，已成为吉林储能产业从示范迈向规模化发展的关键课题。
直面供需矛盾，加强调用效能
11月中旬，华能公主岭235兆瓦/470兆瓦时集中式储能项目一期工程成功并网投运。项目施工方表示，项目将有效提升长春西部电力系统调峰备用容量，并在促进新能源消纳方面发挥节点作用。
在吉林省能源结构中，电网调峰调频场景对新型储能的依赖度最高，原因在于该省负荷中心与能源基地逆向分布、冬季热电供需矛盾突出。国网吉林电力发策部相关人士表示，全省风、光发电装机容量持续攀升，本地消纳空间不足，负荷中心与能源基地呈逆向分布；冬季供暖期长达 5 个月，供热机组“以热定电”，调峰能力被大幅压缩，且与风电大发时段高度重叠，系统灵活性资源紧缺。目前，吉林电网的火电装机占比仍超五成，但在供热期，火电调峰能力受限，系统灵活性资源不足。
2021年东北地区首个火电-储能联合调峰示范工程实现并网，工作人员正在检查外部接线。（费藤答／摄）
近年来，随着一批新型储能项目陆续投运，“低储高发”的快速响应能力成为缓解供需矛盾的重要手段。然而，储能充放电受温度、电价等多因素制约，调度部门对其实现精准预测和实时调控的难度远高于传统机组。
为避免“孤立运行”和“无效配置”，国网吉林电力牵头国家重点项目“电-气-热-储多能协同调控”技术攻关，并打造了集中式和分布式两类应用场景：在白城市的集中式场景中，“风光+储能+氢氨”一体化工程配套固态储氢装置和混合电解水制氢技术（碱液+PEM），可以在风光出力波动时通过储能调峰保障制氢连续性，首次实现离网制氢与合成氨全链条贯通；在长春市的分布式场景中，“光储热充放”一体化示范台区包含了集成储能柜（100千瓦/215千瓦时）与车网互动充电桩，在孤网运行时，可利用电动汽车反向供电，单台最大支撑17.8千瓦负荷，解决了农村地区光伏发电与采暖时序错配问题。
要让新型储能持续发挥快速响应优势，仍需优化布局。截至2025年11月底，国网吉林电力调度范围内的电网侧储能项目已形成40万千瓦/120万千瓦时的总规模。从布局看，这些储能项目高度集中于吉林省西部。
《吉林省新型储能高质量发展规划（2024-2030年）》提出，该省将开展电网侧储能合理布局专项行动，除了在新能源富集地区重点布局调节型储能，也将在负荷中心地区优先布局保供型储能，并推动在吉林东部电网边缘和末端布局新型储能，打造吉林西部促进新能源消纳型储能重点区、吉林中部电力保障型储能先行区和吉林东部电网支撑型储能试点区。
合理布局和一体化协同解决了“资源在哪、怎么用”的问题，更多数字化手段的引入则进一步实现“看得清、调得准”的目标：借助“云大物移智链边”、数字孪生等技术，调度系统可对新能源出力、负荷波动、储能响应等进行多时间尺度预测与优化，提升调度计划的科学性与实时调控的灵活性。
创新盈利模式，破解“建而不用”
11月10日，吉林省能源局发布《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行4.0版）》 （征求意见稿），其中的《吉林省现货电能量市场交易实施细则》明确：独立新型储能可作为市场主体；配建新型储能与所属经营主体视为一体，具有法人资格时可选择转为独立储能项目，作为经营主体直接参与电力市场交易。
这一看似技术性的条款调整，进一步打开市场化消纳的“通道”。获得“身份”的新型储能项目由此从“被动等待调用”变为“主动竞价上网”，在峰谷价差中兑现电量价值。未来，更多“绿”或将留在吉林，转化为推动发展的产业清洁动能。
事实上，过去两年间，吉林对新型储能市场机制的探索不断推进。国网吉林电力已初步构建起覆盖新型储能、虚拟电厂等多元主体，贯通注册、交易、结算全流程的市场规则体系。作为东北电力现货市场连续结算试运行的积极参与者，吉林通过储能价差套利机制（峰谷价差维持在0.3～0.5元/千瓦时），为新能源跨省消纳提供了市场化激励。
然而对参与交易的储能企业而言，保障项目具备长期、稳定且可预期的收益来源，既是撬动市场化投资的支点，也是破解“建而不用”困局的关键。对此，国网吉林电力交易公司相关人士建议，当务之急是厘清容量电价的定价逻辑，即明确补偿标准、覆盖范围及退出机制，使电网侧储能项目能通过“容量补偿”覆盖固定投资与运营成本；同时应稳步推动现货市场价格信号向分时电价传导，适时出台尖峰电价机制，将峰谷价差扩大至合理区间，为电网侧储能创造可持续的盈利支点。
建立反映新型储能多重价值的市场环境，构建稳定且可持续的投资回收机制，同样是推动新型储能项目获得长期稳定收益的关键所在。《吉林省新型储能高质量发展规划（2024-2030年）》为此专门提出“开展完善储能机制专项行动”，其中，“打造多元成本疏导通道”被列为重中之重。
根据这项规划，吉林将通过“容量补偿+现货价差+辅助服务收益”的复合盈利模式，让新型储能具有自我造血能力。同时，研究顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动、惯量支撑等全品类辅助服务的价格形成机制，鼓励各类市场主体创新商业模式。该规划还明确提出“把电价市场化改革与分时电价机制有效衔接”，电价信号将发挥更多的作用，成为引导需求侧资源的关键力量。
探索多元技术，打造寒地示范
当前，我国“沙戈荒”地区已成为新能源与储能项目布局的重点区域。然而，这些区域昼夜温差大、季节变化剧烈，冬季极端低温甚至可降至零下40摄氏度以下，对储能系统的环境适应性提出严峻考验。对以电化学储能为主的电站而言，如何保障其在高寒地区安全稳定运行，成为亟待破解的关键问题。
近年来，吉林持续推进高寒地区示范电站建设，并通过多元技术路线并行验证，为极寒储能规模化落地提供“吉林方案”。
2023年起，国网吉林电力开始主导建设我国寒冷地区首批集中共享储能示范项目，总规模达30万千瓦/80万千瓦时，覆盖长春、松原、白城三地。其中，2024年12月投运的松原乾安中卉玉字储能电站为东北首座共享储能电站，采用了全钒液流电池技术，可在零下35摄氏度环境中稳定运行，填补了高寒地区规模化储能应用空白。据统计，2025年1月1日至11月1日，该电站累计充电267次，充电电量达7382.32万千瓦时，累计消纳新能源逾3500万千瓦时，为13家新能源企业提供容量租赁服务，降低相关企业重复投资成本超过30%。
2025年6月，吉林省洮南市350兆瓦压缩空气储能绿色电站一体化示范项目正式开工。该项目采用高效环保的非补燃式压缩空气储能技术，储能容量达1400兆瓦时，储能时长7小时，释能时长4小时，计划年运行330天，年最大发电量约4.62亿千瓦时。作为我国高寒地区首个压缩空气储能绿色电站，其单机容量、储能规模与转换效率均有望达到世界领先水平。
除已投运的液流电池项目和在建的压缩空气储能项目外，吉林还将布局钠离子电池、固态电池等极寒专用技术中试基地。根据《吉林省新型储能高质量发展规划（2024—2030年）》，吉林将探索具有区域特色的技术路线，聚焦适应低温运行、满足电力系统调节与安全稳定需求的前沿技术，重点推进钠离子电池、压缩空气储能与液流电池等领域创新示范，加快构网型储能项目建设，以创新驱动新型储能产业高质量发展，提升吉林省在储能技术领域的自主创新能力与核心竞争力，打造具有区域引领力的储能技术创新高地。
