中国新型储能规模跃居世界第一，引领能源变革新潮流

8 月 30 日，国家能源集团安徽公司宿州电厂建设的 1000 兆瓦时全国最大 “煤电 + 熔盐” 储能项目完成 168 小时试运行正式投产。与此同时，宁夏回族自治区作为国内新能源及储能装机大省区，新能源装机已突破 5000 万千瓦、储能装机突破 600 万千瓦。这些成果是中国新型储能蓬勃发展的生动写照。 国家能源局近日发布的《中国新型储能发展报告（2025）》显示，截至 2024 年底，全国已建成投运新型储能 7376 万千瓦 / 1.68 亿千瓦时，装机规模占全球总装机比例超过 40%，中国新型储能规模跃居世界第一。 建储能，“存绿电”，是中国在大力发展可再生能源、建设新型电力系统背景下的主动选择。在西藏山南曲松县加娃村山口的光储电站，光伏发电配套的储能装置能将白天的电储存起来，在夜里用电需求大时送出。青海海南州 15 万千瓦 / 60 万千瓦时的储能项目是全球海拔最高、规模最大的高压直挂储能系统项目，能实现 10 毫秒内快速响应。可再生能源供应不稳定，新型储能就像 “充电宝” 和 “调度站”，能在新能源发电过剩时储存绿电，在用电高峰或新能源发电不足时及时放电。 数据表明，新型储能规模增长迅速。截至 2024 年底，全国新型储能装机达 7376 万千瓦，占全球总装机 40% 以上，年均增速超 130%，“十四五” 以来规模增长 20 倍。截至今年 6 月底，全国新型储能装机规模达到 9491 万千瓦 / 2.22 亿千瓦时，较 2024 年底增长约 29%。内蒙古、新疆装机规模超 1000 万千瓦，山东、江苏、宁夏装机规模超 500 万千瓦。 新型储能规模的快速增长得益于明晰的政策引领。能源法中提及 “推进新型储能高质量发展”，今年政府工作报告首次写入 “发展新型储能”，明确其在新型电力系统中的调节作用。多项政策文件促进健全电力市场机制，引导其科学发展。2024 年全年新型储能调用情况大幅提升，多省份年均等效利用小时数达 1000 小时以上，迎峰度夏期间为电力保供贡献关键力量。 在技术创新方面，中国新型储能呈现 “应用一代、示范一代、预研一代” 的梯次发展生态。安徽宿州的全国最大 “煤电 + 熔盐” 储能项目投产，熔盐储热技术提升了机组调节灵活性。截至 2024 年底，锂离子电池储能占主导地位，各项储能技术创新不断。国家能源局发布 56 个新型储能试点项目，12 个项目入选能源领域首台（套）重大技术装备依托工程。中国新型储能技术创新从单一突破转向体系化布局，锂电主导技术迭代，多种储能技术实现工程化突破，前沿颠覆性技术加速发展。同时，持续健全的行业标准体系也为新型储能技术发展提供了保障，2024 年超 20 项电化学储能标准发布实施。 新型储能在电力系统调峰、电力保供中的应用场景不断扩展。今年入夏以来，全国最大电力负荷屡创新高，国家电力调度控制中心组织的新型储能度夏集中调用试验，验证并发挥了其顶峰保供能力。截至 7 月底，国家电网经营区内新型储能可调最大电力和实时最大放电电力较去年同期峰值大幅增长。 新型储能参与市场机制也在不断完善。新型储能正以独立主体身份参与辅助服务市场、现货市场和中长期市场，国家电网公司在多省探索不同收益模式，2024 年经营区新型储能交易电量同比增长 2.7 倍。不过，当前电力市场改革区域发展不均衡，部分储能项目在非现货市场区域获取电能量收益困难。《报告》明确将研究完善调节性资源价格机制，鼓励推广电网替代型储能。国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦表示，将进一步拓展新型储能应用场景，提升调度运用水平，加快完善市场机制，推动新型储能产业高质量发展。