寧夏回族自治區是國內新能源及儲能裝機大省區，目前新能源裝機已突破5000萬千瓦、儲能裝機突破600萬千瓦。圖為8月29日，寧夏回族自治區銀川市興慶區月牙湖鄉的銀川第四光伏電站正源源不斷輸送綠電。

　　袁宏彥攝（人民視覺）

　　8月30日，由國家能源集團安徽公司宿州電廠建設的1000兆瓦時全國最大“煤電+熔鹽”儲能項目完成168小時試運行，正式投産。

　　李 博攝（人民視覺）

　　數據來源：國家能源局等

　　用電高峰時放電，低谷時充電——這種被形象稱作“充電寶”的儲能系統，應用範圍正在不斷擴大。

　　國家能源局近日發佈的《中國新型儲能發展報告（2025）》（以下簡稱《報告》）顯示，截至2024年底，全國已建成投運新型儲能7376萬千瓦/1.68億千瓦時，裝機規模佔全球總裝機比例超過40%。中國新型儲能規模已躍居世界第一。

　　建儲能，“存綠電”

　　西藏山南，曲松縣加娃村山口，一座光儲電站裏，幾排白色的儲能裝置不時發出低鳴。“這是為了光伏發電配套建設的儲能裝置，電站白天發的電暫時在這裡‘存起來’，夜裏用電需求大時送出去，避免電力浪費。”華能雅江新能源分公司總經理崔光澤説。

　　青海海南州，15萬千瓦/60萬千瓦時的儲能項目于去年8月順利並網並實現滿功率運行——這是全球海拔最高、規模最大的高壓直挂儲能系統項目，單機容量達2.5萬千瓦/10萬千瓦時，可單機獨立接受電網調控。該系統無需工頻變壓器，系統效率提升4%至6%，可實現10毫秒內快速響應。

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　　建儲能，“存綠電”，是中國大力發展可再生能源、著力建設新型電力系統大勢下的主動選擇。取自於自然的風、光等可再生能源供應不定，每當極熱無風、晚峰無光，新能源發電就會面臨出力不穩定的問題。建設新型儲能，就好像配上了“充電寶”“調度站”，當烈日灼灼、風電滿發，它能把用不完的綠電“存起來”，到了無風無光或用電高峰期，再及時“放電補能”，讓千家萬戶燈光不熄、工廠機器運作不停。

　　數據顯示，截至2024年底，全國新型儲能裝機達7376萬千瓦，佔全球總裝機40%以上，年均增速超130%，“十四五”以來規模增長20倍。截至今年6月底，全國新型儲能裝機規模達到9491萬千瓦/2.22億千瓦時，較2024年底增長約29%。其中，內蒙古、新疆裝機規模均超1000萬千瓦，山東、江蘇、寧夏裝機規模均超500萬千瓦。

　　新型儲能規模何以實現快速增長？這與明晰的政策引領密不可分。

　　翻閱能源法，“推進新型儲能高品質發展”列于其中；“發展新型儲能”則首次寫入今年的政府工作報告，明確新型儲能功能定位是發揮其在新型電力系統中的調節作用。此外，《加快構建新型電力系統行動方案（2024—2027年）》《關於支持電力領域新型經營主體創新發展的指導意見》等多項政策文件，則不斷促進健全電力市場機制，引導其實現科學發展。

　　“目前，新型儲能應用效果逐步顯現，2024年全年新型儲能調用情況相較2023年大幅提升，浙江、江蘇、重慶、新疆等多省份年均等效利用小時數達到1000小時以上，成為促進新能源開發消納的重要手段。迎峰度夏期間，新型儲能充分發揮‘超級充電寶’功效，為頂峰時段電力保供貢獻了關鍵力量。”國家能源局能源節約和科技裝備司副司長邊廣琦説。

　　“應用一代、示範一代、預研一代”

　　安徽宿州，全國最大“煤電+熔鹽”儲能項目近日完成168小時試運行，正式投産——這是全國首臺（套）吉瓦時級煤電熔鹽儲換熱成套裝備及控制系統，也是國家首批綠色低碳先進技術示範項目。

　　“熔鹽儲熱技術的引入，就像為傳統熱電聯産機組外接了一個‘儲熱寶’。”國家能源集團安徽公司宿州電廠有關負責人介紹。在機組調峰壓力較小時，可用蒸汽加熱熔鹽，將熱量儲存至“儲熱寶”；在用電高峰期、低谷期時，利用“儲熱寶”對外供熱，支撐機組全力參與調峰，實現頂尖峰滿發或壓低谷調峰。“閒時儲熱，忙時供熱”，提升了機組的調節靈活性，解決了煤電機組供熱、供電難以兼顧的問題。

　　這是儲能行業不斷創新項目應用的一個縮影。《報告》顯示，儲能領域多類型技術路線加快落地實施。截至2024年底，各類新型儲能技術路線中，鋰離子電池儲能佔據主導地位。同時，各項儲能技術創新取得新進展。鋰離子電池儲能技術水準持續提升；多類新型儲能技術向商業化應用過渡；一批新型儲能技術加速示範應用。

　　透過不斷更新的技術創新成果，可窺見中國新型儲能“應用一代、示範一代、預研一代”的梯次發展生態。邊廣琦介紹，去年，國家能源局發佈56個新型儲能試點項目，涵蓋十余種技術路線。其中，多個試點項目為國內首次工程應用，總體呈現多元化發展態勢，有力促進新型儲能關鍵技術和裝備實現突破。與此同時，12個新型儲能項目入選為第四批能源領域首臺（套）重大技術裝備的依託工程，為首臺（套）重大技術裝備落地轉化提供了應用場景。

　　“當前，中國新型儲能的技術創新從單一突破轉向體系化佈局，為新型電力系統構建提供了全週期技術保障。”南方電網公司首席科學家饒宏舉例，比如，鋰電主導技術實現代際躍遷，在電池本體、熱管理、系統並網技術等方面快速迭代；壓縮空氣儲能、液流電池儲能、飛輪儲能等實現工程化突破，為高比例新能源電力系統所需的長時調節能力等奠定了技術基礎；半固態電池、全固態電池、氫儲能技術等一批前沿顛覆性技術加速發展，以應對未來新型電力系統對於多時間尺度、高安全性能存儲、極端環境適應性等需求。

　　“通過規模化應用和示範項目建設運營，驗證了不同技術的可行性和經濟性，進一步推動新技術迭代升級，實現多種技術路線良性健康發展。”饒宏説。

　　新型儲能技術路線“百花齊放”，還離不開持續健全的行業標準體系。據介紹，2024年，超過20項電化學儲能標準發佈實施，多項標準立項，覆蓋規劃設計、接入電網、運行控制、檢修試驗、後評價等多個環節，我國新型儲能標準體系建設水準進一步提升。

　　調峰、保供，應用場景不斷擴展

　　眼下，伴隨新能源快速發展，新型儲能正在電力系統調峰、電力保供中積極發揮作用。

　　今年入夏以來，全國最大電力負荷屢刷新高，36次刷新16個省級電網歷史紀錄。而國家電力調度控制中心組織的新型儲能度夏集中調用試驗，有效驗證併發揮了新型儲能的頂峰保供能力。截至7月底，國家電網經營區內新型儲能可調最大電力達64.23吉瓦，實時最大放電電力達44.53吉瓦，較去年同期峰值增長55.7%。試驗期間，新型儲能展現的頂峰能力，相當於近3座三峽水電站容量，在夏季晚高峰時段平均頂峰時長約2.4小時，有力支撐了用電高峰時段的電力供應。

　　建設新型儲能需要資本投入，參與電力供應調節也有相應成本。付出與收益這筆賬，如何計算？

　　中關村儲能産業技術聯盟副秘書長李臻介紹，當前，新型儲能正逐步演進為以獨立主體身份參與輔助服務市場、現貨市場和中長期市場。“2024年頒布的《電力市場運行基本規則》，正式將儲能確立為新型經營主體，賦予其公平參與電力市場交易的權利。”李臻説。也就是説，儲能企業參與電力市場調節，可以根據相關電量獲得相應收益。這為儲能企業提供了清晰穩定的市場參與預期，為産業規模化、商業化發展奠定了堅實的制度基礎。

　　以國家電網經營區域為例，據國家電網有限公司總工程師兼國網電力工程研究院有限公司董事長孟慶強介紹，國家電網公司率先構建新型儲能市場化機制，支撐22省（區）出臺市場規則，在山東、內蒙古、新疆、河北探索容量補償機制；江蘇建立“電能量市場價差+頂峰補貼+輔助服務”綜合收益模式；甘肅推行獨立儲能競價補償機制；湖北實施現貨市場優先出清機制。2024年，國家電網經營區新型儲能交易電量達71.2億千瓦時，同比增長2.7倍。

　　不過，當前電力市場改革雖加速推進，但區域間發展不均衡問題突出，各地對新型儲能的開放程度存在顯著差異。比如，在已實現現貨市場連續運行的區域，獨立儲能普遍已進入現貨市場；在非現貨市場區域，仍有相當一部分儲能項目，難以通過參與中長期市場獲取電能量收益。

　　對於進一步健全新型儲能參與市場機制，《報告》也明確了相關要求：將研究完善包括新型儲能在內的調節性資源價格機制，合理引導新型儲能投資。科學評估新型儲能輸變電設施投資替代收益，鼓勵在配電網擴建受限或偏遠地區推廣電網替代型儲能。

　　“我們將進一步拓展新型儲能應用場景，提升調度運用水準，加快完善市場機制，推動新型儲能産業高品質發展。”邊廣琦説。