剖析新型储能行业:2025年政策护航下的发展与困境

发布日期:2025-08-05 来源:企业要闻

  在碳达峰、碳中和目标的引领下,我国能源体系正加速向清洁低碳、安全高效转型。近年来,我国电力行业绿色低碳发展不断取得新成就,新能源发电装机规模迅速增加,截至2024年末,新能源发电装机规模首次超过火电装机规模。然而,新能源发电的间歇性和波动性特点,给电网的安全性和稳定能力带来挑战。在此背景下,新型储能技术因其具备布局灵活、响应迅速等优势,成为增强电力系统弹性的关键,对提升电力系统灵活性和安全性具备极其重大意义。

  新型储能指抽水蓄能以外的储能技术,依据技术路径,其储能形式大致上可以分为热储能、电储能和氢储能三类。其中,电储能按能量储存形式又可细分为物理储能、电磁储能和电化学储能,物理储能除抽水蓄能外,还有压缩空气储能、飞轮储能、重力储能等,电磁储能包含超导储能、超级电容器储能等,电化学储能涵盖锂离子电池、钠电池、铅蓄电池、液流电池、钠硫电池、燃料电池等;热储能则最重要的包含熔融盐储能以及热(冷)储能。

  2021年以来,我国新型储能领域政策暖风频吹,有关政策通过明确发展目标、确立新型储能的独立市场主体地位,优化电源侧、电网侧和用户侧三大场景布局,规范新型储能参与电力市场等,为新型储能提供了清晰的方向指引。2024年,“发展新型储能”首次被写入政府工作报告,其重要性进一步凸显;《中华人民共和国能源法》正式对外发布,立法推进新型储能高水平质量的发展;2025年,政府工作报告将“新型储能”列为国家级先进制造业集群,新型储能产业化发展有望在众多政策利好的推进下再次提速。此外,金融支持方面,储能被纳入绿色金融范畴,“独立新型储能”纳入专项债券支持范围,多地出台有关政策,鼓励产业高质量发展基金和金融机构为储能项目提供利率优惠及灵活还款安排,支持研发技术与示范项目。

  近年来,我国新型储能项目的累计装机规模实现跨越式增长,截至2024年末,我国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7,376万千瓦/1.68亿千瓦时,装机规模首次超过抽水蓄能的装机容量,较2023年末增长130%;平均储能时长约2.3小时。

  新型储能装机集中在风光资源大省和用电需求大省。内蒙古、新疆等风光资源丰富地区,储能用于平抑可再次生产的能源波动,以大规模、长时储能电站为主;山东、江苏等用电大省,除新能源装机规模较大外,还需应对电网瞬时负荷波动,适合发展分布式储能,用户侧储能配置需求也较为旺盛。从区域来看,华北、西北、华东地区装机份额合计占比超70%,东北地区发展相对较慢,受财政压力、基础设施、扶持政策、天气特征情况等因素影响。

  政策持续赋能,红利不断释放,新型储能独立市场地位确立,市场机制完善,地方政府支持力度加大。随着新能源装机规模扩大,新能源消纳和电网调峰压力增大,源网侧新型储能需求强劲;工商业储能成本降低和峰谷套利机会增加,推动用户侧新型储能潜力释放。技术迭代促使成本下降,虚拟电厂、共享储能等商业模式为新型储能带来新机遇,“源网荷储”高效互动发展前途良好。

  目前市场占有率较高的锂电储能技术高度依赖锂资源,但我国锂资源自给率较低,较为依赖进口,地缘风险或将推高供应链成本;且锂电池热失控风险仍存,需要加大投入进行技术攻关并构建相应安全风险预警与应对系统;锂电产业链存在低端产能过剩、高端技术短缺以及价格内卷等问题。

  非锂电技术产业化进程相对缓慢,液流、压缩空气等技术产业化进程滞后于需求,长时储能等多种技术难题尚待攻克,所需研发成本比较高,投资回报周期存在不确定性。

  全球贸易环境复杂多变,对我国储能企业海外项目布局形成挑战。美国高额关税加深中美贸易壁垒,使得国产储能组件通过东南亚转口贸易进入美国的路径受阻,推高海外储能项目EPC成本,削弱价格竞争力,甚至有可能造成订单流失;同时项目内部收益率下降将导致融资难度明显提升,对海外储能项目落地形成双重压力。

  新型储能行业前景广阔,但需应对诸多挑战。未来应加大研发技术投入,突破锂资源依赖和非锂技术瓶颈,提高储能系统安全性和稳定能力;完善市场机制,明确收益分配规则,促进各应用场景储能项目的经济可行性;加强国际合作,积极应对贸易保护主义,拓展海外市场。通过这一些措施,推动新型储能行业从政策驱动向市场化发展进阶,实现长期健康发展,为我国能源转型和电力系统稳定运行提供有力支撑。

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