随着新型储能顶层设计的持续优化，我国正逐步构建起行业发展的政策框架从全球视角来看，我国新型储能领域的引领地位愈发显著在新能源全面市场化的大背景下，储能产业正逐步从单纯的规模扩张转向价值创造阶段……这是《中国能源报》记者近日在第十三届储能国际峰会采访时听到的判断。

　　2024年，我国不仅巩固了在全球储能市场的领导地位，更在技术突破、装机规模、政策创新和商业模式探索上取得重大进展。在业内人士看来，目前，我国储能行业正从产业规模化发展、部分技术国际领先、标准体系逐步完善、形成多种商业模式的规模化发展向产业自主发展、技术国际领先、标准体系完善、商业模式成熟的全面商业化迈进。

　　2024年，中国储能产业交出了一份令人瞩目的成绩单。全球已投运电力储能项目累计装机规模372.0吉瓦，同比增长28.6%。新型储能累计装机规模达165.4吉瓦，同比增长81.1%。其中，锂离子电池继续高速增长，累计装机规模突破百吉瓦，达到161.3吉瓦。据不完全统计，截至2024年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模137.9吉瓦，占全球市场总规模的37.1%。中国以137.9吉瓦的累计装机规模贡献全球37.1%的份额，连续三年稳居全球新增装机榜首。去年，中国企业签约海外订单超150吉瓦时，电池企业、系统集成商和EPC服务商三路并进。欧洲户储、中东光储园区成为出海应用主要场景。

　　中关村储能产业技术联盟数据显示，去年，国内新型储能新增装机43.7GW/109.8GWh，同比增速高达126.5%和147.5%，首次超越传统抽水蓄能的58.5吉瓦，跃居主导地位。这一转折不仅体现了技术迭代的加速，更折射出能源结构转型的迫切需求。

　　储能技术的飞速发展正引领市场爆发。中关村储能产业技术联盟理事长、中国科学院工程热物理研究所所长陈海生表示，固态锂电池、钠电池、压缩空气储能、液流电池等技术路线百花齐放。中国在储能领域的论文发表和专利申请数量持续领先全球，2024年储能相关企业注册量再攀新高，产能的快速扩张与产品价格的持续下降形成鲜明对照，这不仅推动了应用场景从集中式电站向工商业分布式、家庭用户端的广泛延伸，也为储能产业的快速发展注入了强劲动力。

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　　中国能源研究会理事长史玉波表示，截至2024年底，中国新型储能技术的累计装机规模已经突破70吉瓦，与去年同期相比增长超过一倍。锂电池、液流电池、压缩空气储能等技术的迭代更新速度加快，储能系统的成本较五年前降低了60%。

　　尤其是中国的主要储能技术基本上与世界最新水平保持同步，甚至在某些领域处于领先地位。例如，锂电池、压缩空气储能等技术，中国已经位于国际领先水平。

　　2024年，国家发改委、国家能源局及地方政府的政策密集出台，全年新增储能相关政策770项。全国统一电力市场1+N规则体系初步建成，为统一市场、协同运作的电力市场总体架构奠定了基础。随着各地电力市场的不断完善，储能参与市场门槛进一步降低。

　　陈海生指出，136号文件的出台，明确取消了将配储作为新能源项目并网前置条件，政策导向从行政命令转向经济激励。目前，已有超过20个省份推动新能源入市，通过分时电价、现货市场价差机制引导新能源+储能联合运营。例如，光伏配储后，山东部分项目峰谷套利收益提升超30%，标志着市场机制开始兑现储能价值。

　　不过，独立储能容量补偿机制仍是一个待解的难题。虽然河北、浙江等地尝试按装机或放电量给予补偿，但现行政策仍未能实现与其他灵活性资源的同质同价。山东创新性地引入用户侧分摊的容量补偿模式，为全国性制度设计提供了试点经验。行业共识是，独立储能需要通过容量租赁、辅助服务、现货套利等多渠道收益实现经济性闭环。

　　陈海生进一步介绍道：目前，新能源加储能联合参与市场的模式已初现雏形。多个省份正在根据用户侧的分时电价，引导参与主体签订分时中长期合同，预计光伏配储将进一步提升项目收益。

　　尽管储能产业取得了显著成就，但仍面临一系列挑战。在技术层面，锂资源的限制促使钠电池产业化步伐加快，但其能量密度和循环寿命仍有待进一步提升；液流电池的成本降低空间依赖于关键材料的国产化进程。在市场机制方面，现货市场的价格波动不足，价差普遍在0.2-0.3元/千瓦时之间，且缺乏5分钟的结算机制，这些因素都在一定程度上限制了储能的套利能力。这些挑战要求我们以全局视角进行统筹规划，以开放的态度推动协同创新，共同促进储能产业从政策驱动向市场驱动的转变。陈海生强调，未来需加速探索负电价机制、5分钟结算机制、现货能量市场与辅助服务市场的耦合出清机制，以及扩大价格上下限的机制。

　　随着新能源全面进入市场，现货市场的占比预计将提升至30%以上，储能可以通过能量时移、调频调峰、虚拟电厂等多种模式实现价值的叠加。预计到2025年，现货价差有望扩大至0.5元/千瓦时。

　　谈及储能产业的未来发展，史玉波表示，除了专注于新一代电池技术等前沿技术的攻关外，还需不断完善市场机制，加快推进储能容量、电价、现货市场、辅助服务市场等相关政策的设计，探索储能参与碳交易的可能路径，以释放储能产业的多元化商业价值。（记者 苏南）