新形势下新型储能发展趋势分析报告（2025.8）_31页_11mb

新形势下新型储能发展趋势分析总结

一、近期政策环境及其影响分析

1. 136号文对新型储能的影响

• 取消强制配储：《国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格[2025]136号）明确取消新能源“配储”要求，但不改变鼓励发展的政策基本面。
• 绿电直连政策：要求源荷匹配，明确项目自发自用比例，为满足该比例要求，将催生对储能的需求。
• 新型储能功能定位：新型储能需具备以下三方面能力：
  • 低成本电量搬运：支撑风光储综合系统平准化成本下降，加速新能源替代。
  • 多时长电力保供：助力风光储综合系统参加电力平衡，实现电力和电量双方面替代。
  • 支撑系统安全稳定运行：提供调频、调峰、调压、爬坡、转动惯量、备用、黑启动等多重辅助服务功能。

2. 394号文对新型储能的影响

• 电力现货市场全覆盖：2025年底前实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行。
• 容量电价机制：研究出台国家级容量电价政策，以支持新型储能发展，覆盖不同细分功能的储能技术路线。
• 电能量市场化交易机制：存量和增量储能装置全部参与电能量市场化交易，明确减免储能装置本体充电时的基本电费。
• 新能源超额获利回收机制：
  • 欠发损失：当申报电量大于实际电量且价格低于实时电价时，进行损失回收。
  • 超发损失：当申报电量小于实际电量且价格高于实时电价时，进行损失补偿。
• 中长期缺额及超额回收机制：根据中长期电量与实际电量的偏差，结合节点电价与发电区域电价的差异，进行相应的收益或损失补偿。
• 预测偏差损失机制：当申报电量大于实际电量，但价格未能覆盖实时电价时，进行偏差损失补偿。

3. 53号文对新型储能的影响

• 新型电力系统建设加速：我国新能源电量占比已达23.4%，新型电力系统建设已进入快速推进阶段。
• 新能源出力特性：新能源具有波动性，缺乏有效调节能力，需新型储能作为调节性资源。
• 构网型技术应用：构网型储能在清洁能源大基地、独立储能、新能源配套储能等多场景广泛应用，推动储能集成方式向高压化、大容量化、电压源化转变。
• 系统安全稳定：电力系统将由“同步旋转系统”转向“同步旋转+换流器静止系统”，同步机仍是安全裕度支撑的基本面，构网型技术将成为其有效补充。

二、新型储能发展趋势展望

1. 战略支撑

• 新型储能作为新兴产业快速发展，成为能源转型的重要战略支撑。

2. 多元化创新

• 技术路线多元化：钠离子电池储能、固态电池储能、熔盐储热、二氧化碳储能等新兴技术将持续开展示范应用。
• 复合储能发展：复合储能形式将逐步扩大，如“锂离子电池+液流电池”“锂离子电池+飞轮储能”等，呈现“长时+短时”“高成本新技术+低成本成熟技术”的应用趋势。

3. 构网型储能

• 构网型储能在政策鼓励和市场需求刺激下将加速渗透，广泛应用于多种场景，推动储能技术向更高性能发展。

4. 长时储能

• 随着新能源渗透率提高，储能项目平均储能时长将持续增加，4小时以上的长时储能有望成为市场主流。
• 锂离子电池将进入4小时储能市场，液流电池、压缩空气储能等技术走向成熟，工程造价进一步下探。

5. 智能化发展

• 人工智能技术应用：在新能源出力预测、负荷预测、价格预测、新型储能调度控制、电力交易等领域持续加强。
• 区块链技术应用：协助聚合储能的调用和结算，提升电力市场结算效率与透明度。

三、新型储能市场现状与挑战

• 2024年运行情况：新型储能等效利用小时数近1000小时，累计充电量210亿千瓦时，放电量181亿千瓦时，有效支撑新能源开发消纳和电力系统安全稳定运行。
• 区域差异：不同地区新型储能利用小时数存在差异，电网侧利用小时数最高（1130小时），用户侧最低（1322小时）。
• 成本疏导机制待完善：当前新型储能成本疏导机制尚不健全，多数省份无法通过市场机制获得合理收益，需进一步探索容量价值补偿与疏导机制。

四、未来发展方向

• 经济性提升：新型储能需通过提升效率等技术指标，寻找合适的应用场景，实现经济应用。
• 差异化发展：在日内长时、周内长时、跨季长时、电能量、调频、备用等细分市场寻求差异化发展路径。
• 氢能融合：氢能作为具备独立制储输用环节的二次能源，成为提高系统安全稳定裕度的跨界可选方向之一，推动电能与氢能流协同优化。