近年來，我國電力行業綠色低碳發展不斷取得新成就，截至2024年末，我國新能源裝機規模首次超越火電，然而新能源發電的波動性對電網穩定性構成挑戰。在此背景下，具備布局靈活、響應迅速等優勢的新型儲能技術成為增強電力系統彈性的關鍵。本文梳理了新型儲能領域的重要政策，并分析了新型儲能的發展現狀，最后提煉了新型儲能面臨的機遇與挑戰。政策方面，2021年以來新型儲能領域政策暖風頻吹，推動新型儲能蓬勃發展。發展現狀方面，我國新型儲能累計裝機規模實現跨越式增長，規模首次超過抽水蓄能；裝機主要分布在風光資源大省和用電需求大省；大型新型儲能項目加速落地；長時儲能占比提升。機遇與挑戰方面，政策紅利、新能源消納和電網調峰需求及技術降本催生增長動能，但鋰資源對外依賴、安全風險、非鋰技術產業化滯后、收益機制不完善及全球貿易環境復雜多變等問題為新型儲能發展帶來現實挑戰。未來需突破技術瓶頸、優化市場機制，推動新型儲能從政策驅動向市場化發展進階。

正文

在碳達峰、碳中和目標的引領下，我國能源體系正加速向清潔低碳、安全高效轉型。近年來，我國電力行業綠色低碳發展不斷取得新成就。“十四五”以來新能源發電裝機規模累計增長157.4%，年均增長26.7%；截至2024年末，以風電、太陽能發電為主的新能源發電裝機規模達到14.5億千瓦，首次超過火電裝機規模。然而，受自然因素和技術限制影響，新能源發電表現出間歇性和波動性的特點，給電網的安全性和穩定性帶來挑戰。因此，能夠為電網運行提供調峰、調頻、備用、需求響應支撐等多種服務的儲能技術，成為解決這一難題的關鍵，對于提升電力系統靈活性和安全性具有重要意義。相比傳統的抽水蓄能，新型儲能技術具有建設周期短、布局靈活、響應速度快等優勢，可以實現電力系統的彈性調節。當前主流的新型儲能技術包括鋰離子電池、液流電池等電化學儲能技術，壓縮空氣、飛輪儲能等物理儲能技術，儲熱、儲冷等熱力學儲能技術，以及氫儲能等化學儲能技術。

一、行業政策

2021年以來，新型儲能領域政策暖風頻吹，相關政策通過明確發展目標、確立新型儲能的獨立市場主體地位，優化電源側、電網側和用戶側三大場景布局，規范新型儲能參與電力市場等，為新型儲能提供了清晰的方向指引；預計未來相關政策將進一步為新型儲能各細分領域和關鍵環節提供具體指導和制度保障。

我國在儲能領域的政策布局可以追溯至2017年，國家有關部門印發《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》等重要文件，為我國儲能技術攻關和產業化發展進行規劃，奠定我國儲能領域的政策基礎。

2021～2023年，新型儲能領域政策暖風頻吹，新型儲能發展步入快車道，相關文件從電源側、電網側和用戶側三大場景進行新型儲能布局，進一步細化了技術創新、試點示范、規模化發展、市場化機制完善和政策保障等多方面的具體規劃。2024年以來，我國累計發布儲能相關政策700余項，涵蓋發展規劃、電價改革、示范應用等各個方向，加快推進儲能產業高質量發展。2024年，“發展新型儲能”首次被寫入政府工作報告，其重要性進一步凸顯；《中華人民共和國能源法》正式發布，立法推進新型儲能高質量發展；2025年，政府工作報告將“新型儲能”列為國家級先進制造業集群，新型儲能產業化發展有望在眾多政策利好的推進下再次提速。此外，隨著新能源項目“強制配儲”政策取消并轉向市場化交易機制，儲能項目將通過峰谷價差套利、輔助服務收益等方式實現經濟性。

金融支持方面，儲能被納入綠色金融范疇，同時“獨立新型儲能”納入專項債券支持范圍；內蒙古、上海等多地出臺相關政策，鼓勵產業發展基金和金融機構為儲能項目提供利率優惠及靈活還款安排，支持技術研發與示范項目。

相關政策的出臺和實施，不僅為新型儲能提供了明確的發展方向和有力的制度保障，推動新型儲能技術的創新和應用，還促進了新型儲能的快速發展，為構建新型電力系統和實現能源轉型提供了重要支撐。預計未來新型儲能的制度體系將不斷完善，進一步為新型儲能各細分領域和關鍵環節提供具體指導和制度保障。

二、發展現狀

近年來，我國新型儲能飛速發展，裝機規模實現跨越式發展，并于2024年末首次超過抽水蓄能的裝機容量。從區域分布來看，我國新型儲能主要分布在新能源稟賦和儲能需求較高的地區。風光資源大省內蒙古和新疆的新型儲能建設進展領跑全國，山東、江蘇等用電大省新型儲能配置規模較為可觀。華北、西北、華東地區三地裝機份額合計占比超70%，成為新型儲能發展的主力軍，而東北地區由于多種因素的影響，新型儲能的發展速度相對較慢。項目方面，大型新型儲能電站加速落地，長時儲能項目占比提升，為電力系統的穩定運行提供了更有力的支撐。

1、累計裝機規模跨越式增長，2024年首超抽水蓄能

近年來，我國新型儲能項目的累計裝機規模實現跨越式增長，根據國家能源局數據，2021年我國新型儲能累計裝機規模超過400萬千瓦；而截至2024年末，我國已建成投運新型儲能項目累計裝機規模達7,376萬千瓦/1.68億千瓦時，裝機規模首次超過抽水蓄能的裝機容量，較2023年末增長130%；平均儲能時長約2.3小時。

2、裝機集中在風光資源大省和用電需求大省

我國新型儲能的區域分布與新能源稟賦和儲能需求高度相關。截至2024年末，我國新型儲能裝機規模前五大省份新能源累計裝機規模均排名靠前，總裝機規模合計4.84億千瓦，約占我國新能源發電總裝機規模的33%。截至2024年末，內蒙古、新疆、山東新能源裝機規模均過億，其中，內蒙古新能源產業全國領先，新能源總裝機、新增裝機、發電量、綠電交易總量等多項指標位居全國第一；新疆2024年新增新能源裝機規模位列全國第一。

我國新型儲能裝機規模前五大省份的儲能布局大致可分為資源驅動型和需求拉動型兩類：內蒙古、新疆、寧夏風光資源優勢明顯，儲能主要用于平抑大規模可再生能源的間歇性波動，儲能電站以大規模、長時儲能電站為主，依托大型新能源基地規模化布局，實現風光儲一體化發展；山東和江蘇除了新能源裝機規模排名前列外，同樣是用電大省，2024年全社會用電量分別達8,319.7億千瓦時和8,487億千瓦時，需應對電網瞬時負荷波動，隨著新能源發電占比不斷提升，快速響應調頻調峰需求越發旺盛，適合發展單體項目平均規模小但布局密集的分布式儲能，此外，工商業用戶降低峰谷電價差用電成本的需求，疊加工業園區的高負荷用電特性與聚集效應，催生了旺盛的用戶側儲能配置需求。

3、華北地區和西北地區發展較快，東北地區有待提升

從區域分布看，截至2024年末，我國新型儲能主要集中在華北、西北、華東地區，三地裝機份額合計達到72.4%，區域發展不均衡特征突出。受傳統能源轉型壓力和負荷中心調峰需求影響，華北地區新型儲能裝機規模占比領跑全國。華北地區煤炭儲量豐富，山西和內蒙古兩省尤甚，且區域內鋼鐵、化工行業發展較好，用電需求較高，對煤電依賴性較強，內蒙古依靠風光資源優勢在綠色轉型方面取得亮眼成績，山西和河北也不斷蓄力加速轉型，隨著新能源裝機規模不斷提升，調峰需求不斷攀升，儲能需求高企，最終推動新型儲能快速發展。西北地區風光資源極為豐富，占據西電東送的樞紐地位，但受輸送能力限制，本地消納型儲能需求旺盛，多地出臺配儲政策，使得“新能源+儲能”聯合開發模式發展較快，帶動西北地區新型儲能裝機規模提升。華東地區經濟發達，用電需求大，且電價峰谷價差較大，對新型儲能的市場需求較為旺盛，加之區域內有寧德時代、陽光電源等電化學儲能領域的頭部企業，相關儲能技術較為成熟，為新型儲能發展提供了良好條件。東北地區新型儲能發展較慢，東北地區財政壓力較大，特高壓電網等基礎設施更新不足，新能源并網和跨區域電力輸送能力受限，影響儲能規模化應用，同時東北地區對新型儲能的扶持力度有限，新型儲能補償機制和電力市場機制有待進一步完善，且東北地區冬季平均氣溫可低至-20℃以下，對儲能技術提出了更高的要求。

4、 大型新型儲能電站加速落地，新型儲能電站呈集中式、大型化趨勢

從單站裝機規模來看，新型儲能電站呈現集中式、大型化發展趨勢。具體來看， 配合大型新能源基地建設， 我國大型新型儲能電站加速落地。根據國家能源局數據， 截至 2024 年底，單站裝機規模達10萬千瓦及以上項目裝機占比62.3%，較2023年提高約10個百分點，1萬～10萬千瓦項目裝機占比32.8%，不足1萬千瓦項目裝機占比僅為4.9%。大型新型儲能電站符合新能源大基地配套需求，且在規模經濟下大型儲能電站的單位投資成本和運營維護成本更低，其技術也更易滿足涉及電網調峰的各類技術門檻，近年來落地較多。中小型項目多為高頻調峰的分布式儲能電站，飛輪儲能、超級電容器等適配電網調整需求的短時高功率技術仍在發展中，部分地區已開展試點；用戶側儲能項目通常規模較小，技術方面更偏好低成本儲能技術，但鉛炭電池和鈉離子電池的產業化進程還有待加速，目前落地項目較少。隨著多元化儲能技術發展和產業化加速，未來中小型項目或迎來更多發展機遇。

5、儲能時長結構持續優化，長時儲能占比穩步提升

隨著新能源裝機規模超過火電裝機規模，電網對儲能系統調峰、備用的時長需求顯著提高，推動長時儲能發展。根據國家能源局數據，截至2024年末，4小時及以上新型儲能電站項目逐步增加，裝機占比15.4%，較2023年底提高約3個百分點，2～4小時項目裝機占比71.2%，不足2小時項目裝機僅占13.4%。國家陸續出臺多項政策鼓勵大規模長時儲能技術發展，同時因長時儲能可有效覆蓋光伏驟降、無風時段等，提高電網供電穩定性，“沙戈荒”新能源基地等大型風電光伏基地對長時儲能需求旺盛，進一步促進長時儲能技術發展；另外，長時儲能也有利于應對極端天氣事件導致的電力缺口周期延長等情形，提升供電穩定性。在政策鼓勵和市場需求的共同推動下，大容量長時儲能技術有望早日實現規模化應用。

三、機遇與挑戰

中國新型儲能正處于從政策驅動向市場化轉型的關鍵階段，機遇與挑戰并存。政策紅利、新能源消納需求、電網調峰需求及技術降本催生增長動能，但鋰資源對外依賴、安全風險、非鋰技術產業化滯后、收益機制不完善及全球貿易環境復雜多變等問題為新型儲能發展帶來現實挑戰。未來需突破技術瓶頸、優化市場機制，以實現新型儲能行業長期健康發展。

1、戰略機遇：政策賦能與需求擴容催生發展新動能

2021年以來，新型儲能行業的政策紅利不斷釋放，新型儲能獨立市場地位得到確立，市場機制不斷完善，同時地方政府不斷加大對新型儲能產業的支持力度，如安徽統籌安排5億元左右支持先進光伏和新型儲能產業集群建設，內蒙古將對獨立新型儲能向電網的放電量進行適當補償,為源網側新型儲能帶來利好。市場需求層面，隨著新能源裝機規模不斷擴大，新能源消納和電網調峰壓力大增，源網側新型儲能需求強勁；而工商業儲能系統的成本降低和電網峰谷套利機會也推動用戶側新型儲能的潛力不斷釋放。另外，技術迭代和成本下降為新型儲能發展創造了有利環境，虛擬電廠、共享儲能等商業模式更是為新型儲能帶來新的市場機遇，“源網荷儲”高效互動的藍圖越發清晰。

2、現實挑戰：盈利瓶頸與體系短板制約產業進階

目前市場占有率較高的鋰電儲能技術高度依賴鋰資源，但我國鋰資源自給率較低，較為依賴澳大利亞等國家的鋰資源進口，地緣風險或將推高供應鏈成本；且鋰電池熱失控風險仍存，需要加大投入進行技術攻關并構建相應安全風險預警與應對系統；此外， 鋰電產業鏈也存在低端產能過剩、高端技術短缺以及價格內卷等不利于行業健康發展的問題， 制約鋰電儲能產業發展。 非鋰電技術產業化進程相對緩慢， 液流、壓縮空氣等技術產業化進程滯后于需求，長時儲能等多種技術難題尚待攻克，所需研發成本較高，投資回報周期存在不確定性。 分場景看，電源側儲能目前部分新能源配儲項目實際利用率較低，有待盤活，容量電價未全面落地，對政策補貼依賴性高，影響新能源主動配儲的積極性；電網側儲能面臨輔助服務市場規則不統一、跨省交易受限、輔助服務補償未全面實施等問題，管理體制和市場機制亟待完善。