· 破解新型储能产业发展瓶颈

xinwen.mobi · 发表于昨天 17:19

破解新型储能产业发展瓶颈
江苏建设的规模化、多形态储能调峰体系，最大调峰电力达1000万千瓦，有效增强了电网调节能力，而这只是中国新型储能产业狂飙突进的一个缩影。

截至2025年6月底，全国新型储能装机规模达9491万千瓦，5年增长了近30倍，占全球总装机40%以上。

这一迅猛发展背后，是“双碳”目标下中国对能源转型的坚定承诺。随着“十五五”规划建议首次明确提出“大力发展新型储能”，这一领域已从能源系统的“配角”走向“主角”，成为培育新质生产力、提升国际竞争力的战略选择。

01 产业现状：装机规模全球领先，技术路线多元发展
新型储能作为支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，已成为实现“双碳”目标的核心要素。

在全球能源格局深度调整的背景下，中国新型储能产业展现出令人瞩目的“中国速度”。

从装机规模看，截至2025年6月底，全国新型储能装机规模达9491万千瓦，5年增长了近30倍，占全球总装机40%以上。

技术路线日趋多元，从锂电拓展至压缩空气、液流等多元矩阵，储能时长2至4小时的项目装机占比超七成，4小时及以上长时储能项目占比超15%。

湖北应城300兆瓦盐穴压缩空气储能电站并网运行，系统效率大幅提升且关键装备实现国产化。

应用场景呈现“电源侧基地化、电网侧区域化、用户侧多元化”特征。

江苏建设的规模化、多形态储能调峰体系，最大调峰电力达1000万千瓦，有效增强了电网调节能力。商业模式持续创新，“容量租赁+辅助服务”模式渐成趋势。

02 面临挑战：结构性矛盾突出，市场机制不健全
尽管产业规模快速扩张，新型储能发展仍面临多重瓶颈。

技术层面，结构性矛盾突出，锂电占比过高与长时储能技术短板并存，难以支撑大规模新能源消纳。

截至2024年，锂离子电池储能以绝对优势主导市场，占已投产装机的96.4%。

市场机制上，容量电价机制尚待完善，电力现货市场价格信号引导不足，多元价值释放受阻。

据研究，中国西北地区（如新疆、甘肃）存在明显的季节性供需失衡，导致长时储能的货币化缺口超过其系统价值的40%。

安全基础领域，电化学储能热失控风险尚未得到根本性管控，技术标准与管理体系亟待构建。

今年以来，全球范围内共发生近30起储能安全事故。

产业链供应链环节，关键材料自主保障能力薄弱，退役电池循环利用体系尚不健全。

03 技术瓶颈：安全问题如影随形，验证成本高昂
储能安全已成为产业可持续发展的“生命线”，安全问题如影随形。

华中科技大学教授谢佳的研究揭示了风险的严重性：单个电芯热失控放热量为3.6兆焦；而由12个电池簇构成的5000度电储能单舱，放热量高达18吉焦；系统级规模下，总放热量更可达100吉焦——相当于24吨TNT炸药当量。

面对严峻挑战，行业头部企业纷纷选择“燃烧测试”这一极端方式验证系统安全边界。

但动辄花费千万元的燃烧实验引发行业思考：储能安全的验证，是否必须长期依赖如此高昂的成本？

当前各企业采用的大规模燃烧测试方法各异，从点火位置、荷电状态到舱体间距均缺乏统一规范，导致结果难以互认、安全水平无法横向比较。

中国建筑科学研究院建筑防火研究所火灾理论研究中心主任赵利宏认为，未来应通过一定规模测试验证后形成明确规范，避免重复进行成本高昂的大规模燃烧测试。

04 市场困局：价格内卷严重，产能利用率低下
储能行业正陷入“内卷式”竞争的困局。

锂电储能系统价格三年暴跌近八成，一些涉储企业陷入“增收不增利”的困境。

2025年1至6月，锂电储能系统中标均价为0.4848元/瓦时，同比下降29.94%。

市场价格的下跌远超技术降本的幅度，市场均价已低于成本价，全行业面临普遍亏损。

鹏辉能源2024年年报显示，公司营收79.6亿元，比上年同期上升14.83%；但归属于上市公司股东的净利润为-2.5亿元，同比下降685.72%。

与此同时，储能项目利用率低下的问题十分突出。2025年上半年，部分储能项目等效利用小时数为570小时，与理论最大利用小时（8760h/年）之比，全年约26%。

这一利用率远低于30%–40%的成熟阶段，未达到经济运行阈值，暴露出调度机制滞后、市场机制缺位、商业模式单一等深层次矛盾。

05 破解路径：强化技术创新，突破发展瓶颈
要破解新型储能产业发展瓶颈，需从多个维度协同发力。

强化技术创新，系统布局国家级科技专项，推行“揭榜挂帅”，重点攻关长时储能效率提升、本质安全防控等关键技术。

发挥龙头企业引领作用，组建产学研用创新联合体，推动装备研发与成果转化。

《新型储能技术发展路线图（2025-2035年）》规划了明确目标：2027年装机量破1.8亿千瓦，锂电仍占主导（75%+）；2030年市场规模超2.4亿千瓦，固态电池量产突破临界点；2035年3亿千瓦目标，氢储能、压缩空气储能弯道超车。

健全市场机制，构建可持续商业模式。明确新型储能独立市场主体地位，在现货市场未完善区域试点“容量租赁+调峰补贴”过渡方案，完善电价联动。

加快构建“容量电价+电量电价+辅助服务”多元收益体系，扩大峰谷价差，引入爬坡、转动惯量等辅助服务品种。

研究显示，在东部和南部地区，短时储能已能实现超过80%的系统价值货币化，需要政策激励较少；而西北地区的长时储能则需要有针对性的区域激励和差异化市场机制来弥补货币化缺口。

06 产业布局：优化治理体系，拓展国际合作
完善治理体系，筑牢产业安全根基。加快构建覆盖“安全管控—产能调控—循环利用—标准引领”的全链条治理框架。

实施全生命周期安全管理，推广“电池护照”溯源。建立退役电池强制回收责任制，提升材料循环利用，保障关键矿产供应链安全。

在能源回收利用方面，头部企业的实践已初见成效：宁德时代实现镍钴锰回收率99.6%、锂回收率96.5%。

优化产业布局，在西北、华东等适宜区域布局国家级产业集群，引导要素集聚，形成龙头引领、梯队协同的产业格局。

深化“一带一路”共建国储能合作，发挥政府间多边、双边机制作用，推动技术交流与装备“走出去”。

据中关村储能产业技术联盟（CNESA）统计，2024年中国储能企业全年签约海外订单规模突破150GWh，业务覆盖美洲、欧洲、澳洲、中东等全球主要市场。

积极主导构网型储能等核心领域国际标准制定，推动认证的国际互认，以高标准引领产业高质量发展。

储能产业正处于由“高速增长”向“高质量发展”转型的关键节点。

随着电力市场机制逐步完善、长时储能技术加速突破，到2030年，新型储能有望成为新型电力系统的“稳定器”与“调节中枢”。

届时，4小时以上长时储能装机占比或将突破40%。

从戈壁滩上的大型储能电站，到东部城市的虚拟电厂调度平台，新型储能正在重塑中国的能源未来。

它已不仅是一个技术概念，更是能源转型的关键支撑，孕育着通往绿色低碳世界的新路径。

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