近年來，我國新型儲能產業與人工智能、新材料等前沿技術深度融合，持續向降本增效、安全可靠的方向邁進。行業持續推動儲能系統安全運行、項目商業化運行以及產業化高質量發展，以滿足新型電力系統的應用需求。2024年，我國新型儲能的實際裝機容量遠超預期，達到43.7吉瓦/109.8吉瓦時，同比增長103%。其中，山東、河北、湖南、浙江、廣東、江蘇、貴州和西藏等8個省份已率先完成《“十四五”新型儲能發展實施方案》中的裝機目標。當前，行業的機遇與挑戰并存。一方面，“新型儲能”概念被納入更高層面的宏觀規劃，為行業發展提供了有力的政策保障。此外，產業鏈企業紛紛斬獲海外訂單，為行業下一步的發展提供了更大空間。另一方面，行業競爭越發激烈，部分企業陷入了增收不增利的困境。展望2025年，盡管市場整體表現良好，但“內卷”現象短期內難以完全消除，投資者對企業的青睞將呈現差異化。中關村儲能產業技術聯盟預計，2025年，我國新型儲能新增裝機容量將為40.8吉瓦至51.9吉瓦，具有國際化布局和技術創新能力的企業有望在激烈的市場競爭中脫穎而出。

　　規模化發展初步實現

　　2024年，我國電力儲能項目的累計裝機容量達到137.9吉瓦。其中，新型儲能裝機規模首次超過抽水蓄能，達到78.3吉瓦/184.2吉瓦時，功率和能量規模同比分別增長126.5%和147.5%。

　　從新型儲能項目的區域分布看，裝機容量前十省份的容量均已達到吉瓦時級別，內蒙古成為我國首個新型儲能裝機容量超過1吉瓦的省份。在各類儲能技術中，鋰離子電池技術成為裝機占比最大的儲能技術，占比達到55.2%。其他技術也取得了顯著進展。例如，首個300兆瓦級壓縮空氣儲能項目實現并網，我國最大百兆瓦級鈉離子電池儲能項目并網，百兆瓦級重力儲能首套充放電單元測試成功，百兆瓦級飛輪儲能電站進入建設階段。

　　從項目數量看，2024年我國新建新型儲能項目2919個，數量同比增長182%，其中有180多個項目投運，同比增長67%。在新增的規劃在建和投運項目中，時長2~4小時的儲能項目最多，占比達到80%。從功率來看，運行項目中10兆瓦以下的項目最多，而規劃在建的項目中，100~500兆瓦的大型項目占比較高。

　　從應用領域看，我國新型儲能項目的應用方向仍以電源側和電網側為主;從項目提供的服務角度來看，大容量的能量服務、支撐可再生能源并網和用戶能源管理服務是新增投運項目中最主要的服務類型。

　　政策環境不斷優化。據統計，全國已累計發布2470項與儲能直接和間接相關的政策，其中2024年新增政策770余項，較去年增長1.2倍。國家政策通過市場化機制和規范管理推動儲能產業發展。

　　從產值規劃看，新型儲能作為經濟增長新引擎，在多個地方的產業規劃中被重點提及，以2025年為時間節點的產值目標統計已超過3萬億元。目前，多個省份已明確提出2027年和2030年的產值目標。此外，我國儲能企業在2024年的出口范圍已延伸至美洲、歐洲、大洋洲、非洲以及東南亞、中東等地區。

　　商業運營模式加速調整

　　在新能源項目加快落地以及全國統一電力市場建設加速的背景下，儲能的運營模式也在調整。為了更好地銜接現貨市場，多個省份在2024年依據用戶側峰谷分時電價機制，引導市場主體簽訂中長期合同，以適應市場新需求。目前，獨立儲能的商業模式在很大程度上依賴于容量租賃，但從獨立/共享儲能的商業模式來看，容量租賃模式仍面臨諸多挑戰。首先，出租率較低，部分省份電站的儲能出租率甚至低于30%。其次，租賃價格出現下滑，部分省份2024年的租賃價格相較于2023年的最高價下降了15%。此外，儲能租賃周期也在縮短，這給獨立儲能的商業化投資和運營帶來了風險。同時，容量補償機制尚不完善，與其他靈活性資源“同質同價”的容量補償機制仍未建立。

　　針對這些問題，部分省份開始借助“明確租賃交易價格的上下限”等方式探索容量租賃新方案。云南省在不久前發布的《關于進一步推進新型共享儲能發展的通知》中明確，新型共享儲能當月未成交部分，將按照參考價格下浮30%獲得調節費用，這一舉措旨在為儲能租賃市場提供更穩定的交易環境和價格保障。

　　輔助服務是規模化儲能向電力系統提供靈活性調節的主要渠道，也是兌現其商業化價值的重要模式。目前，國內調峰調頻正從計劃向市場化方向過渡，多個省份下調了調峰補償價格上限，對儲能參與調頻市場的中標市場份額、調頻速率、性能系數、價格上限等做了限制性規定，無論是調峰收益還是調頻收益都將受到較大影響。

　　儲能運營模式面臨的問題，根源在于電力市場建設尚屬初期，現有市場機制仍難以充分體現儲能的真正價值。一方面，新能源電力大量進入市場，導致電量電價在中長期市場和現貨市場都有較大幅度下降。電量電價的下降減少了儲能項目通過峰谷價差套利的空間，也使得儲能項目在市場中的競爭力下降。另一方面，當前的電力市場還不是完全競爭市場，新能源進入市場交易的量雖大，但尚未形成全量市場。以廣東為例，居民和公共事業部門等30%的用戶未進入市場，因此，市場還不能完全反映出供需關系。

　　獨立儲能租賃價格下降的原因之一是供需失衡。隨著新能源政策推動大量項目上馬，儲能容量租賃需求在一些區域出現了供過于求的情況。當儲能容量租賃的供給超過實際需求，將導致價格下降。價格下降反映出儲能市場在局部區域的供需失衡，影響了儲能項目的經濟收益和投資回報率，進而阻礙了儲能商業模式的發展。

　　在電力系統中，儲能應具有多重價值(調峰、調頻、備用電源等)，然而，目前市場對于儲能價值的認知和使用還不夠充分，僅以容量租賃為主要商業模式，這難以全面體現儲能的綜合價值。尤其當容量租賃價格下降時，儲能的其他潛在價值(提升電網穩定性、促進新能源消納等)未能得到相應的經濟補償，進一步導致儲能的價值被低估。

　　2024年，一些省份已經開始探索容量補償機制，但這些機制仍處于起步階段。下一步，隨著新型儲能技術的成熟和市場機制的逐步完善，容量補償機制的建立將成為必然。

　　讓靈活調節作用加快釋放

　　“十四五”期間，我國對儲能產業的定位是“實現技術突破與規模化發展”。近幾年，行業發展的重點主要集中在突破關鍵技術、實現項目落地、推動全場景示范等方面。當前，我國儲能已經實現規模化發展和初步應用，大量項目進入運營環節。“十五五”時期，在構建新型電力系統的目標下，能源行業將整體協調抽水蓄能、火電資源及新型儲能等靈活性資源的規劃和建設，統籌規劃上述資源的協同發展。

　　作為“十四五”的收官之年和“十五五”的準備之年，我國新型儲能產業在2025年的發展將呈現出以下趨勢：

　　一是儲能的規模化調節能力和保供價值將不斷提升。

　　2024年，多個區域和省級電網開展了新型儲能的集中調用實驗，在消納緊張和假期保供等關鍵時段驗證了新型儲能的可靠性和有效性。目前，有關調用補償的政策也陸續出臺。例如，上海市不久前發布的《上海市新型儲能示范引領創新發展工作方案(2025~2030年)》明確，納入年度建設計劃的獨立儲能電站現階段參照發電項目進行調用結算，火電機組配建儲能項目隨所屬發電項目提供輔助服務獲得收益，用戶側儲能項目通過為用戶提供多種電力服務或隨所屬用戶主體參與電力需求響應獲得收益。

　　隨著政策支持力度的加大以及電網調度平臺技術的加速升級，儲能的調用小時數和集中調度規模還將進一步增加。儲能產品的技術革新將推進行業從關注價格向關注價值轉變。新型儲能將在規模化調節和保供價值方面發揮越來越重要的作用，并為新型電力系統的構建提供更多支撐。

　　二是儲能項目的商業模式將更為多樣。

　　隨著市場的發展，儲能參與電力市場的門檻逐漸降低，政策層面也對獨立儲能的市場參與給予了明確許可。輔助服務市場品種不斷增加，儲能電站除參與二次調頻市場外，還可以參與爬坡、備用等市場，獲取多重收益。據行業預測，隨著現貨市場全面推進，越來越多的省份有望實現現貨市場與輔助服務市場的收益疊加，推動儲能行業向“一體多用、分時復用”的高效模式邁進。

　　商業模式的多元化，將有助于我國新型儲能產業與國際市場接軌。以山西省為例，該省率先提出了現貨市場與輔助服務市場耦合發展的創新模式，為儲能項目同時參與兩個市場提供了可能。在國際市場上，儲能的商業化成功往往依賴于其能夠同時參與多個市場并實現收益的疊加。對于模式的探索將推動行業的市場化發展，并為企業未來參與國際市場積累經驗。(來源：能源評論·首席能源觀 陳海生系中關村儲能產業技術聯盟理事長、中國科學院工程熱物理研究所所長)