数字储能网讯：如今的新型储能，正在深度融入新型电力系统，走向能源转型舞台的中央。
9月，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》提出，2027年，全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元。10月底发布的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》提出，科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能。
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。这需要政策、技术、市场三方协同发力：建立反映真实价值的价格机制，推动数字化智能化深度融合，深化区域协同与产业生态共建。
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个亮眼的装机数据，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。我们期待，本组报道能为行业转型提供有价值的决策参考和趋势洞察。
新型储能迎来规模化发展的风口。
装机规模突破1亿千瓦，5年增长30倍，较“十三五”期末增长超30倍，总规模已占我国储能装机规模的近66%；从全球来看，占比超过40%，装机规模已跃居世界第一。
这是截至2025年9月，新型储能行业交出的成绩单。
未来的发展空间更值得期待。中关村储能产业技术联盟发布的《储能产业研究白皮书2025》显示，保守场景下，2030年中国新型储能累计规模将达236.1吉瓦，2025～2030年复合年均增长率为20.2%；理想场景下，累计装机容量将实现291.2吉瓦，复合年均增长率提升至24.5%。
新型储能跑出“加速度”
从2024年首次写入政府工作报告至今，新型储能发展正在跑出“加速度”，成为源网荷储一体化发展的支撑力量。
2025年下半年以来，新型储能规模化发展全面提速。2025年前8个月，新疆、广东、云南、山东、内蒙古新型储能重点项目完成投资额同比增速均超过100%。
市场数据印证着这一跨越。彭博新能源财经（BNEF）预测，2025年全球储能装机规模将达到92吉瓦/240吉瓦时，同比增长32%。其中，中国储能市场以130.4吉瓦时的装机规模继续领跑全球，较2024年增长22%。“如果增速持续，储能电池产量超越动力电池并非遥远的梦想。”BNEF储能分析师史家琰如是说。
政策密集出台注入了强劲动能。国家能源局发布的《2025年能源工作指导意见》对新型储能做出一系列部署：强化新型储能等技术特别是长时储能技术创新攻关和前瞻性布局；建立适应新型储能、虚拟电厂广泛参与的市场机制；深化新型储能等技术创新与产业发展等关键问题研究，加强新型储能试点项目跟踪。浙江大学电气工程学院教授文福拴认为，今年2月发布的136号文件使新型储能从被动配套成为主动选择，将为产业发展打开增量空间。
技术不断突破提升了底气和信心。以压缩空气储能为例，世界首台（套）300兆瓦级压缩空气储能电站——湖北应城300兆瓦级压缩空气储能电站，历经12个月建设实现并网，创造了单机功率、储能规模、转换效率3项世界纪录。中国工程院院士、中国科学院武汉岩土力学研究所研究员杨春和主导的深地储能研究已在湖北大冶启动示范项目，其利用废弃盐矿建设氢能、压缩空气储能库，“深地储能将是未来十年最具潜力的长时储能方向”。
产业生态日臻完善奠定了坚实基础。国家能源局公布的数据显示，“十四五”以来我国新型储能直接带动项目投资超2000亿元，带动产业链上下游投资超万亿元。截至9月底，各类新型储能技术路线中，锂离子电池储能占绝对主导，装机规模超9800万千瓦，占比96.1%。与2022年相比，工程总承包平均中标价格下降约40%，成本不断降低，出海持续提速。
规模化发展要闯三关
专家表示，储能技术必须同时满足安全可靠、经济可行以及资源可及这三大要求。新型储能规模化发展的道路，也要经历三重考验。
一是做好安全保障。安全性与技术可靠性是悬在产业头上的“达摩克利斯之剑”。随着储能规模扩大并深度融入电力系统，安全管控难度呈指数级增长。据不完全统计，2025年上半年全球已发生12起储能事故。
在技术层面，杨春和院士在探讨深地储能时，也直言面临多尺度岩体破坏、渗漏灾变演化机理不清、安全监测装备受制等多重挑战。中国科学院广州能源研究所研究员舒杰认为，迫切需要加强从设备质量、工程建设到运行监控、应急处置的全链条管理。史家琰表示，当前的竞争导致价格战频发，设备质量、工程建设、运行监控等全链条管理压力骤增。
中国能源研究会配售电专委会秘书长姜庆国担忧，成本疏导困难进一步加剧安全质量隐忧，行业出现产品价格战、技术同质化现象，需要从“卷投资”向“重运营”转变。
二是算好经济账。BNEF分析指出，国内储能项目的收益率总体偏低，史家琰提醒：“不断出台的新政策让很多以前纸面上的收益，变成了可以算出来的确定性收益，这是进步；但短期来看，这些收益可能不如想象中高。”
这种不确定性直接反映在投资收益上。文福拴的研究显示，当前我国储能项目收益率普遍偏低，重要原因是现货市场价差过小；同时，辅助服务市场不完善，调频服务取消容量费、转动惯量未被纳入服务品类等问题，使得储能多重价值难以变现。
三是用好市场机制。136号文件明确提出，不得强制新能源配储。这标志着储能从政策驱动转向市场驱动，但转轨期的阵痛不容忽视。
2025年以来，我国多地对分时电价政策进行优化，通过调整时段划分、浮动比例、执行范围等手段，尝试让价格在资源配置中发挥更大作用。这让过去以固定式价差套利的商业模式面临挑战。有专家呼吁建立反映储能“全价值”的市场机制，包括容量补偿、辅助服务、绿色价值等。国家电网公司总工程师孟庆强表示，目前独立储能只参与日前现货市场，辅助服务市场品种单一、补偿力度偏低，无法全面反映储能的快速调频、爬坡、容量、惯量、黑启动等多重价值。
中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎建议，储能企业应根据不同省份的电价特点优化项目布局，在山东、江苏等价差较大地区重点布局用户侧、电网侧储能；在四川等现货市场起步地区，探索“储能+新能源”一体化模式；在浙江等价差收窄地区，聚焦长时储能技术研发和多收益模式创新。同时，还要瞄准新能源装机大省，探索与新能源场站的深度合作模式，以提升项目盈利水平。
不仅要“规模大”，更要“用得好”
新型储能的规模化发展，关键在于“用得好”，而不仅仅是“规模大”，只有真正用好，才能出效益。面对这一历史机遇，需要深挖具体场景潜力，不断研发多元化技术路线，以市场化改革构建长效机制。
破解储能经济性难题，需要在具体场景中挖掘经济价值。国家能源局发布的《中国新型储能发展报告（2025）》显示，2024年，国家能源局发布了56个新型储能试点项目，涵盖十余种技术路线，为12个首台（套）重大技术装备的落地转化提供了关键场景。实际运行数据也印证了效益提升：2024年，浙江、江苏、重庆、新疆等多省（区）的新型储能年均等效利用小时数已超过1000小时；2025年前三季度，全国新型储能等效利用小时数约770小时，同比增加约120小时。特别是在迎峰度夏期间，新型储能发挥了关键的顶峰保供作用——国家电网经营区内，其最大可调电力超6400万千瓦，实时最大放电电力超4400万千瓦。
技术多元化是应对差异化需求的“工具箱”。中国工程院院士、中国新型储能产业创新联盟专家委员会主任委员刘吉臻认为，新型储能是个大家族，需要根据技术成熟度、应用场景有效加以融合。9月，工业和信息化部装备工业发展中心发布《新型储能技术发展路线图（2025-2035年）》，其围绕电化学储能、机械储能、电磁储能、储热蓄冷及氢储能等细分领域，提出了面向2035年各领域发展的重点产品、关键材料和零部件，以及发展目标。
中国工程院院士、怀柔实验室主任汤广福认为，绿氢是大规模风光消纳、实现跨月跨季等长周期储能的最佳方式，是实现化工、冶金、建材等产业深度脱碳的主要途径，是远期油气替代、保障安全的战略手段。预计到2030年，绿氢需求达到550万吨，支撑消纳风光电量3000亿千瓦时。中国工程院院士徐春明团队则针对石化行业转型需求，推动铁铬液流电池产业化，其单堆功率已突破30千瓦，系统效率达80%以上，正在贵阳建设2兆瓦/10兆瓦时用户侧示范项目。
市场化改革是构建长效机制的“压舱石”。建立反映储能真实价值的市场机制是行业健康发展的根本保障。文福拴建议，储能应通过参与电能量、容量、辅助服务等多类型市场组合获得收益，市场规则应对所有技术一视同仁。当务之急是保证足够的市场价差，扩大辅助服务市场规模，并完善容量补偿机制。针对容量补偿机制，中国能源研究会储能专委会副主任裴哲义认为，关键是建设好容量市场和辅助服务市场，让市场机制自然发挥作用。
对此，中国新型储能产业创新联盟提出四点倡议：一是坚持以科技创新引领，推动压缩空气储能、液流电池、氢储能等长时储能技术的经济性与可靠性突破；二是加快构建反映储能真实价值的价格与市场机制，积极探索容量补偿、辅助服务、现货市场等多元化收益机制；三是推动数字化、智能化与储能系统深度融合，建立覆盖全域的智能管控体系；四是深化区域协同与产业生态共建，打造具有区域特色的储能产业生态圈。
