在“双碳”目标引领与新型电力系统建设的双重背景下，新型储能以响应迅速、部署灵活的独特优势，成为破解新能源消纳难题、保障电力系统稳定运行的关键支撑。国家发展改革委、国家能源局联合印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》（以下简称《行动方案》），标志着我国新型储能发展从试点示范迈入规模化建设与市场化运营新阶段。

1 出台背景

1.1 电力系统调节需求的迫切倒逼

近年来，我国风电、光伏等新能源装机规模快速增长，但其间歇性、波动性特征对电力系统稳定运行构成严峻挑战。一方面，新能源出力的不确定性使电力系统调峰调频及备用压力持续攀升；另一方面，传统依赖煤电机组深度调峰的模式，逐渐显现出经济性差、设备损耗大、环境成本高的局限性。与此同时，分布式光伏普及叠加算力中心、充电设施等新型负荷崛起，进一步加剧了灵活调节资源的供需失衡，新型储能的战略价值愈发凸显。

1.2 新型储能发展基础的扎实铺垫

相较于抽水蓄能等传统储能方式，新型储能具有选址灵活、建设周期短、响应速度快等显著优势，可广泛渗透于电源、电网、用户侧全场景。“十四五”以来，我国新型储能实现跨越式发展，截至2025年9月底，装机规模已达1.03亿kW。但规模增长背后，利用效率偏低、市场机制不完善等问题同步显现，现有发展水平仍难以匹配新能源消纳与电力保供的客观需求。

1.3 能源产业升级的战略布局考量

《行动方案》提出到2027年实现全国新型储能1.8亿kW以上装机规模的目标，直接带动社会投资约2500亿元。这一规划不仅是对前期发展成果的延续提升，更凸显了储能在保障能源安全、推动产业升级中的核心地位。通过规模化建设，既能培育壮大新能源装备制造产业，又能为新型电力系统建设提供坚实支撑。

2 主要内容解读

2.1 应用场景拓展

《行动方案》从电源侧、电网侧和用户侧3个方面的应用场景进行了部署。电源侧要求新能源基地合理配建储能，推动煤电机组与电化学储能、飞轮储能等联合运行，提升出力稳定性和调节能力。电网侧鼓励在关键节点建设独立储能电站，探索电网替代型储能设施，并推动构网型储能在高比例新能源电网中的示范应用。用户侧支持工业园区、算力设施、分布式光伏、通信基站和充电设施等场景应用储能，创新绿电直供、虚拟电厂、车网互动等模式，形成多元应用格局。

2.2 利用水平提升

优化调度方式，推动新型储能与电源协同运行，探索规模化集群智能调度和虚拟电厂聚合调控。对于现货市场尚未成熟的地区，要求综合考虑系统需求和调节经济性，科学提升储能调用水平；对于现货市场运行较好的地区，按市场结果调度实现储能资源的有效利用。

2.3 技术与产业创新

加快钠离子电池、液流电池、压缩空气储能、飞轮储能等多元技术的商业化发展，支持固态电池、重力储能、氢储能等前沿方向的示范应用。通过产业创新工程和重大项目牵引，鼓励龙头企业发挥带动作用，推动上下游协同创新，促进产业集群发展。

2.4 标准体系建设

逐步建立覆盖设计、集成、运行、安全、评价和退出环节的完整标准体系，推进新型储能国际标准化进程，提升我国在全球储能产业链中的话语权。

2.5 市场机制建设

储能作为独立市场主体参与电力市场，鼓励新能源和储能联合报价，引导储能进入调频、备用等辅助服务市场，因地制宜探索爬坡、转动惯量等辅助服务品种。同时，完善容量补偿和价格形成机制，增强投资吸引力。

3 存在问题与措施建议

3.1 利用效率

问题。虽然储能装机规模快速增长，但实际调用次数有限，平均利用小时数远低于预期，许多储能电站的投资回报率偏低。一些储能电站主要承担应急备用功能，大部分时间处于闲置状态，经济性难以体现。这些情况削弱了储能对电力系统的支撑作用，也影响了投资主体的积极性。

建议。加快完善电力现货市场和辅助服务市场建设，使储能常态化参与调峰调频和备用服务，形成良性循环，提高储能设施利用率。

3.2 技术结构

问题。目前我国新型储能仍以锂离子电池为主，占比超过90%，技术路线单一化问题突出。一方面，锂资源高度依赖进口，价格波动直接影响产业链成本稳定性；另一方面，锂电池热失控风险会随着规模化应用持续累积，给安全监管带来巨大压力。替代技术如钠离子电池、液流电池、压缩空气储能等尚未成熟，商业化应用不足，难以形成有效补充。

建议。加大对多元技术研发的资金支持和政策引导力度，推动关键技术突破。加速新型储能从示范到规模化，再到商业化的进程，逐步形成锂电与多元技术路径并行发展的格局。

3.3 安全风险

问题。我国集中式储能电站大多为电化学储能电站，在电芯设计、系统集成、运行监控和应急处置等环节存在短板，尤其是热失控问题比较突出。

建议。建立统一的储能安全监测与预警平台，推动形成全过程安全管理体系，同时制定严格的技术标准与运行规范，从源头上降低事故风险。

3.4 市场机制

问题。储能电站收益主要依靠容量补偿和政策性补贴，由于市场价格机制尚未完善，独立储能参与现货交易和辅助服务市场的规模较小，难以支撑大规模投资。

建议。探索多元化商业模式，如储能租赁、容量市场交易、绿电直供、车网互动等，进一步拓展收益来源。同时，加快推动容量补偿和峰谷电价机制落地，提升储能投资的吸引力。

3.5 区域发展

问题。区域发展不均衡，东部沿海地区因新能源消纳压力大、资金实力强，储能建设速度远超全国平均水平；而中西部地区虽新能源资源丰富，受消纳条件、市场机制等影响，储能发展动力相对不足。

建议。结合各地区电力系统调节能力缺口和新能源发展规模，科学分解储能发展指标，鼓励地方因地制宜制定差异化政策，推动全国储能均衡、协调发展。