界面新闻记者｜马悦然
新型储能再迎利好政策。
9月12日，国家发展改革委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》的通知（下称《行动方案》），涉及总体目标、应用场景、利用水平、创新融合、标准体系、市场机制等方面。
《行动方案》是新型储能领域的又一重磅政策，也为该行业未来两年的发展定下基调和发展目标。新型储能是指除抽水蓄能以外，以输出电力为主要形式的储能技术。
在总体目标中，《行动方案》提出，2025-2027年三年内全国储能新增装机容量超过1亿千瓦；到2027年，全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦(180 GW)以上，带动项目直接投资约2500亿元，新型储能技术路线仍以锂离子电池储能为主，各类技术路线及应用场景进一步丰富，培育一批试点应用项目，打造一批典型应用场景。
国家能源局称，该目标在考虑与“十五五”能源规划有效衔接的前提下，统筹了新能源消纳、电力保供需求和各类调节性资源规划建设情况。
“这意味着当前装机规模将近乎翻倍，也标志着中国新型储能发展从规划阶段迈向大规模发展阶段。”绿色和平气候与能源资深项目主任姚祎对界面新闻表示。
能源局数据显示，截至今年6月底，全国新型储能累计装机规模已达9491万千瓦，较2024年底增长约29%，是“十三五”时期末的30倍以上。
这意味着今年下半年和2026-2027年，全国新型储能最少还要新增装机8509万千瓦。
“上述文件对推动中国新型储能高质量发展将发挥关键引领作用。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇对界面新闻表示，中国新型储能在技术迭代、生产管理、成本控制、产能优化、市场响应、融合创新、国际合作等方面，将迎来一个新的历史发展机遇。
在他看来，在极端天气影响、能源转型以及新能源汽车渗透率快速扩展下，为促进新能源消纳和保障新型电力系统安全稳定运行，储能在灵活性调节资源领域将发挥越来越重要角色。
过去几年间，随着风电、光伏等新能源电力的发展，储能需求迎来爆发。
2021年，国家发改委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提出，到2025年实现新型储能装机规模达3000万千瓦(30 GW)以上的目标。
上述目标早已于2023年末提前完成。截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦。
2024年，这一装机规模迎来翻倍增长。今年7月，国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦介绍称，截至2024年底，国内已建成投运新型储能7376万千瓦，装机规模已占全球总装机比例超过40%。
2024年新型储能调用情况相较2023年大幅提升，浙江、江苏、重庆、新疆等多省（区）年均等效利用小时数达到1000小时以上，成为促进新能源开发消纳的重要手段。
不过，相对于此前，未来新型储能装机速度可能面临一定的放缓。有业内人士对界面新闻表示，今年年初下发136号文后，部分光储项目已经取消或缓建，对电源侧配储有一定的影响，如果未来容量补偿机制建立起来，装机规模会有大幅提升。
容量补偿机制是电力市场中用于保障发电容量充裕性的重要制度设计，其核心是通过经济手段补偿煤电、储能等发电成本的固定成本，确保系统在高峰时段或新能源出力不足时具备足够的备用容量。
当前，国内新型储能市场化成本疏导机制和商业运营模式尚不成熟，单独通过电力现货交易无法保障收益。
建立合理的容量电价补偿机制，可加大储能市场积极性，尤其对独立储能而言是一大利好。
独立储能一般是指以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议的项目。与之相对的是依托新能源发电项目配套建设的储能项目等。独立储能的收益渠道包括容量租赁收入、容量电价收入、电力现货交易收入和辅助服务收入等。
姚祎也对界面新闻表示，后续需要中央和地方政府出台相应的支持新型储能投资的价格机制，以让上述数字目标最终落地。特别是容量电价政策和明确的地方发展目标出台，对于储能项目的经济可行性至关重要。
《行动方案》提出了五方面举措，其中一项就是加快新型储能市场机制完善。
该文件鼓励新型储能全面参与电能量市场。推动“新能源＋储能”作为联合报价主体，一体化参与电能量市场交易。推进具备独立计量、控制等技术条件，符合相关标准规范和电力市场注册基本条件，具有法人资格的新型储能项目，作为独立主体参与电能量市场。有序推动新型储能参与中长期市场。
同时，提出要引导新型储能参与辅助服务市场。《行动方案》要求，结合电力市场建设进展，有序引导新型储能参与调频、备用等辅助服务市场，鼓励各地区因地制宜研究探索爬坡、转动惯量等辅助服务品种，逐步扩大新型储能参与辅助服务规模。
在价格机制建设方面，《行动方案》表示，推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿。 各地要加快推进电力中长期、 现货市场建设，完善市场价格形成机制，推动合理形成新型储能充放电价格。
刘勇认为，《行动方案》相关政策将进一步推动形成有效的新型储能价格疏导机制和辅助服务政策，逐步构建完善的电能量市场、容量补偿市场和现货市场。
刘勇进一步提出，希望推动各地因地制宜对新型储能、虚拟电厂、车网互动、智能微电网等各类灵活性调节资源的统筹规划，充分研究和分析与火电灵活性、抽水蓄能可以“同工同酬”的容量补偿机制，推动各类调节资源发挥更大市场应用价值。
除加快市场机制完善外，《行动方案》提出的另外四项措施，分别包括：一要促进新型储能应用场景拓展，主要包括推进电源侧储能应用、拓展电网侧储能应用、创新多场景应用模式等。二要推动新型储能利用水平提升，主要包括推动新型储能调控方式创新、合理提升新型储能调用水平、提高新型储能调度适应能力等。
三要引领新型储能创新融合，主要包括大力推动技术创新、组织实施储能产业创新工程、推广试点项目应用等。四要加强新型储能标准体系建设，主要包括加快完善新型储能标准体系、加强关键领域标准制修订、持续推进国际标准化工作。
据CESA储能应用分会预测，到2030年中国新型储能累计装机将达260 GW以上（不含抽水蓄能），中国储能产业链和供应链产值规模将达2万亿元。
刘勇表示，在系列政策机制和产业协同创新激励下，中国已经成为全球新型储能装机规模最大、工程应用领域最广、产业链供应链最完整、人才支撑能力最强的国际竞争体系，并锚定 “高端化、智能化、绿色化”方向发展。
近期，新能源电力领域政策不断。
9月12日，国家发展改革委、国家能源局还发布了《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》。
其中提出，对电源、负荷、储能等作为整体与公共电网连接，形成清晰物理界面和安全责任界面、以新能源发电为主要电源的就近消纳项目，公共电网按照接网容量提供可靠供电等服务，保障其安全稳定用电。就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%、2030年起新增项目不低于35%。
此外，项目新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。项目用电时，应当直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电，并按照下网电量承担上网环节线损费用。
（界面新闻记者田鹤琪对此文亦有贡献）
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