储能从规模扩张迈向全面商业化

本文转自：人民日报中央厨房-能言善道工作室

苏南

“随着新型储能顶层设计的持续优化，我国正逐步构建起行业发展的政策框架”“从全球视角来看，我国新型储能领域的引领地位愈发显著”“在新能源全面市场化的大背景下，储能产业正逐步从单纯的规模扩张转向价值创造阶段”……这是《中国能源报》记者近日在第十三届储能国际峰会采访时听到的判断。

2024年，我国不仅巩固了在全球储能市场的领导地位，更在技术突破、装机规模、政策创新和商业模式探索上取得重大进展。在业内人士看来，目前，我国储能行业正从产业规模化发展、部分技术国际领先、标准体系逐步完善、形成多种商业模式的规模化发展向产业自主发展、技术国际领先、标准体系完善、商业模式成熟的全面商业化迈进。

连续三年居全球新增装机榜首

2024年，中国储能产业交出了一份令人瞩目的成绩单。全球已投运电力储能项目累计装机规模372.0吉瓦，同比增长28.6%。新型储能累计装机规模达165.4吉瓦，同比增长81.1%。其中，锂离子电池继续高速增长，累计装机规模突破百吉瓦，达到161.3吉瓦。据不完全统计，截至2024年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模137.9吉瓦，占全球市场总规模的37.1%。中国以137.9吉瓦的累计装机规模贡献全球37.1%的份额，连续三年稳居全球新增装机榜首。去年，中国企业签约海外订单超150吉瓦时，电池企业、系统集成商和EPC服务商三路并进。欧洲户储、中东光储园区成为出海应用主要场景。

中关村储能产业技术联盟数据显示，去年，国内新型储能新增装机43.7GW/109.8GWh，同比增速高达126.5%和147.5%，首次超越传统抽水蓄能的58.5吉瓦，跃居主导地位。这一转折不仅体现了技术迭代的加速，更折射出能源结构转型的迫切需求。

“储能技术的飞速发展正引领市场爆发。”中关村储能产业技术联盟理事长、中国科学院工程热物理研究所所长陈海生表示，固态锂电池、钠电池、压缩空气储能、液流电池等技术路线百花齐放。中国在储能领域的论文发表和专利申请数量持续领先全球，2024年储能相关企业注册量再攀新高，产能的快速扩张与产品价格的持续下降形成鲜明对照，这不仅推动了应用场景从集中式电站向工商业分布式、家庭用户端的广泛延伸，也为储能产业的快速发展注入了强劲动力。

中国能源研究会理事长史玉波表示，截至2024年底，中国新型储能技术的累计装机规模已经突破70吉瓦，与去年同期相比增长超过一倍。锂电池、液流电池、压缩空气储能等技术的迭代更新速度加快，储能系统的成本较五年前降低了60%。

尤其是中国的主要储能技术基本上与世界最新水平保持同步，甚至在某些领域处于领先地位。例如，锂电池、压缩空气储能等技术，中国已经位于国际领先水平。

市场机制开始兑现储能价值

2024年，国家发改委、国家能源局及地方政府的政策密集出台，全年新增储能相关政策770项。全国统一电力市场“1+N”规则体系初步建成，为“统一市场、协同运作”的电力市场总体架构奠定了基础。随着各地电力市场的不断完善，储能参与市场门槛进一步降低。

陈海生指出，“136号文件”的出台，明确取消了将配储作为新能源项目并网前置条件，政策导向从行政命令转向经济激励。目前，已有超过20个省份推动新能源入市，通过分时电价、现货市场价差机制引导“新能源+储能”联合运营。“例如，光伏配储后，山东部分项目峰谷套利收益提升超30%，标志着市场机制开始兑现储能价值。”

不过，独立储能容量补偿机制仍是一个待解的难题。虽然河北、浙江等地尝试按装机或放电量给予补偿，但现行政策仍未能实现与其他灵活性资源的“同质同价”。山东创新性地引入用户侧分摊的容量补偿模式，为全国性制度设计提供了试点经验。行业共识是，独立储能需要通过容量租赁、辅助服务、现货套利等多渠道收益实现经济性闭环。

陈海生进一步介绍道：“目前，新能源加储能联合参与市场的模式已初现雏形。多个省份正在根据用户侧的分时电价，引导参与主体签订分时中长期合同，预计光伏配储将进一步提升项目收益。”

打造储能成熟商业模式

尽管储能产业取得了显著成就，但仍面临一系列挑战。在技术层面，锂资源的限制促使钠电池产业化步伐加快，但其能量密度和循环寿命仍有待进一步提升；液流电池的成本降低空间依赖于关键材料的国产化进程。在市场机制方面，现货市场的价格波动不足，价差普遍在0.2—0.3元/千瓦时之间，且缺乏5分钟的结算机制，这些因素都在一定程度上限制了储能的套利能力。“这些挑战要求我们以全局视角进行统筹规划，以开放的态度推动协同创新，共同促进储能产业从政策驱动向市场驱动的转变。”陈海生强调，未来需加速探索负电价机制、5分钟结算机制、现货能量市场与辅助服务市场的耦合出清机制，以及扩大价格上下限的机制。

随着新能源全面进入市场，现货市场的占比预计将提升至30%以上，储能可以通过能量时移、调频调峰、虚拟电厂等多种模式实现价值的叠加。预计到2025年，现货价差有望扩大至0.5元/千瓦时。

谈及储能产业的未来发展，史玉波表示，除了专注于新一代电池技术等前沿技术的攻关外，还需不断完善市场机制，加快推进储能容量、电价、现货市场、辅助服务市场等相关政策的设计，探索储能参与碳交易的可能路径，以释放储能产业的多元化商业价值。

编辑：李慧颖

审核：张鹏