Deep Seek建议取消“一刀切”配储比例，试点‘储能配额交易’今年新型储能如何发展？

文摘 2025-02-03 17:33 山西

2025年是中国新型储能产业从“政策驱动”向“市场化竞争”转型的关键节点。尽管面临技术成本、商业模式、安全标准等挑战，但通过“技术攻关+市场机制改革+政策精准调控”三管齐下，有望实现高质量发展。未来需重点关注长时储能技术产业化速度；电力现货市场与储能收益联动机制；区域差异化政策的落地效果。

储能发展趋势

1. 规模化加速

装机规模爆发：CNESA预测，2025年中国新型储能（不含抽水蓄能）累计装机将超50GW，较2023年（约30GW）增长超66%，年均增速超30%。

场景多元化：从单一新能源配储向电网侧独立储能、用户侧工商业储能、源网荷储一体化等多场景扩展，其中电网侧占比或提升至25%（2023年约15%）。

2. 技术路线迭代

锂电主导，长时储能突破：磷酸铁锂电池占比超90%，成本降至0.5元/Wh以下；钠离子电池、液流电池、压缩空气储能（CAES）等长时储能技术进入规模化示范阶段。

系统集成智能化：AI算法优化储能调度，光储充一体化、虚拟电厂（VPP）等技术推动储能与能源系统深度融合。

3. 市场化机制完善

收益模式多样化：现货市场峰谷价差套利、辅助服务市场（调频调峰）、容量租赁等收益占比超70%（CNESA数据）。

政策导向转型：从“强制配储”转向“市场化激励”，多地试点容量电价、需求响应补贴等机制。

核心问题

1. 技术瓶颈与成本压力

长时储能经济性不足：液流电池、压缩空气储能初始投资高（约锂电池2-3倍），循环寿命和效率仍需提升。

锂资源依赖风险：碳酸锂价格波动（2023年暴跌后反弹）影响储能项目成本稳定性。

2. 商业模式可持续性差

利用率低：部分省份强制配储项目利用率不足30%，沦为“摆设”，收益难以覆盖成本。

市场机制滞后：辅助服务市场规则不完善，储能参与电力市场的准入标准和价格机制尚未统一。

3. 安全与标准短板

热失控风险：锂电池储能火灾事故频发，热管理、消防系统标准亟待升级。

行业标准碎片化：电芯、系统集成、运维等环节缺乏统一技术规范，影响规模化推广。

4. 区域发展失衡

西北过剩，东部不足：西北地区集中式储能过剩（利用率低），东部用户侧储能受限于土地成本和电网接入条件。

政策建议与对策

1. 技术突破：强化研发支持与产业链协同

设立专项资金：针对钠离子电池、液流电池等长时储能技术，提供研发补贴和税收优惠（如研发费用加计扣除比例提升至150%）。

推动梯次利用：完善动力电池回收体系，制定储能梯次利用标准，2025年实现退役电池储能规模超5GWh（CNESA目标）。

2. 市场机制：完善价格信号与收益保障

推广容量电价机制：对独立储能电站按可用容量给予固定补贴（如山东模式），保障基础收益。

扩大峰谷价差：推动工商业电价分时机制改革，东部地区峰谷价差目标提升至1元/kWh以上（当前约0.7元/kWh）。

开放辅助服务市场：允许储能参与调频、备用等交易，明确储能作为独立市场主体地位。

3. 安全与标准：加强监管与规范化

强制安全认证：执行新版《电化学储能电站安全规程》（GB/T 42288-2024），要求新建项目通过热失控防护、消防系统强制检测。

统一技术标准：建立覆盖电芯、系统集成、运维的国标体系，避免地方“各自为政”。

4. 区域协调：优化资源配置与政策适配

西北地区：鼓励“共享储能”模式，通过容量租赁、跨省交易解决利用率低问题。

东部地区：简化分布式储能备案流程，试点“储能+虚拟电厂”聚合模式，提升用户侧经济性。

5. 政策转型：从“强制配储”到“按效激励”

取消“一刀切”配储比例：改为按储能实际放电量或调峰效果给予补贴（如宁夏政策）。

试点“储能配额交易”：允许新能源企业通过购买储能服务替代自建储能，激活市场化资源配置。

1月23日，国家能源局召开新闻发布会，国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦在新闻发布会上介绍“2024年，我国新型储能保持快速发展态势，装机规模突破7000万千瓦”。截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%。

平均储能时长2.3小时，较2023年底增加约0.2小时。新型储能调度运用水平持续提升，据电网企业统计，2024年新型储能等效利用小时数约1000小时，发挥了促进新能源开发消纳、顶峰保供及保障电力系统安全稳定运行功效，有力支撑新型电力系统建设。

分地域看新型储能累计装机规模排名前5的省区分别为：内蒙古1023万千瓦/2439万千瓦时，新疆857万千瓦/2871万千瓦时，山东717万千瓦/1555万千瓦时，江苏562万千瓦/1195万千瓦时，宁夏443万千瓦/882万千瓦时。河北、浙江、甘肃、广东、湖南、广西、河南、安徽、湖北、贵州等10省区装机规模超过200万千瓦。华北地区已投运新型储能装机规模占全国30.1%，西北地区占25.4%，华东地区占16.9%，华中地区占14.7%，南方地区占12.4%，东北地区占0.5%。

从单站装机规模看新型储能电站逐步呈现集中式、大型化趋势。截至2024年底，10万千瓦及以上项目装机占比62.3%，较2023年提高约10个百分点，1万—10万千瓦项目装机占比32.8%，不足1万千瓦项目装机占比4.9%。

从储能时长看4小时及以上新型储能电站项目逐步增加，装机占比15.4%，较2023年底提高约3个百分点，2—4小时项目装机占比71.2%，不足2小时项目装机占比13.4%。

新型储能快速发展的同时，技术创新不断取得突破。边广琦表示，国家能源局以公告形式发布新型储能试点项目和第四批能源领域首台（套）重大技术装备，持续推进智能电网重大专项和储能相关重点研发计划，不断健全标准体系，有力促进新型储能技术创新应用。30万千瓦级压缩空气储能电站建成投产，推动国产化大容量空气压缩机、透平装备的研发应用，带动我国压缩空气储能技术走在世界前列。钠离子电池储能项目落地，进一步深化大型钠离子储能电站应用探索。多地建成构网型储能项目，有效提升新型储能支撑电网安全稳定运行能力。

党中央、国务院高度重视新型储能发展工作。2024年，“发展新型储能”首次写入政府工作报告。日前颁布实施的《中华人民共和国能源法》规定，推进新型储能高质量发展，发挥各类储能在电力系统中的调节作用。国家能源局认真贯彻落实“四个革命，一个合作”能源安全新战略，科学统筹新型储能发展工作，推进新型储能迈上高质量发展新台阶，成为能源领域新质生产力的重要体现。

据介绍，下一步，国家能源局将立足行业健康有序发展要求，持续推动新型储能技术和产业发展，积极培育能源领域新质生产力。

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