新形势新型储能发展趋势分析

新形势下新型储能发展趋势分析国新 韩小琪2025年8月 近期政策环境及其影响分析中国新 （一）136号文对新型储能的影响 《国家发展改革委国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格[2025]136号)Alliance 《国家能源局关于组织开展新型电力系统建设第一批试点工作的通知》（国能发电力【2025】53号)IndustryInnovat国新型储能产 构网型技术（新型储能） 虚拟电厂（聚合储能等促进消纳) 系统友好型rg新能源电站（10%顶峰） chin补贴+场外（碳、绿证）-保障小时数-强配产业强制配储一发电侧均摊疏导费用 新能源和新型储能的互补关系 新能源和新型储能的互补关系 新型电力系统将仍以交流同步系统为主，系统友好型的新型储能应具备三方面的能力。能产业创新联 低成本电量搬运 支撑风光储综合系统平准化成本下降，加速新能源替代 支撑系统安全稳定运行 提供多重辅助服务和价值：调频、调峰、调压、爬坡、转动惯量、备用、黑启动等 多时长电力保供 助力风光储综合系统参加电力平衡，实现电力和电量双方面替代 需求分析-2024年新型储能调用水平 新型储能调度运用水平持续提高，2024年新型储能等效利用小时数近1000小时新型储能调节作用不断增强uiance 等效利用小时数近干。2024年新型储能等效利用小时数近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 支撑电力系统安全稳定运行。2024年6-8月迎峰度夏期间，全国新型储能累计充放电量118亿干瓦时，约占今年1-8月充放电量的45%。 能集中调用试验，国家电网经营区新型储能实际可调最大电力3015万干瓦占当时并网新型储能规模的92%。 高频响应电网调度要求。用电高峰期，广东省多座独立储能电站每天“两充两放”高频次响应电网调度要求，有效实了全省电力保障能力 需求分析-新能源消纳水平 根据全国新能源消纳监测预警中心数据，全国风电及光伏利用率近年来总体呈现下降趋势2025年4月，5省光伏发电利用率低于90%，7省风电利用率低于90%。Alliance 供给分析-新型储能产能 锂离子储能电池产能、产量近年来持续提升，已处于供大于求状态。2024年，锂离子电池总产能约620GWh,总产量近340GWh，平均产能利用率约55%创 新型储能成本疏导机制尚需完善 现有市场和电价机制下，新型储能所创造的价值难以得到充分体现，影响项目投资效益，多数省份新型储能无法通过市场疏导建设运营成本。大部分地区已形成以容量租赁为主的新型储能商业模式，应进一步完善新型储能成本疏导机制，结合新型储能参与各类电力市场情况，积极探索容量价值补偿与疏导机制，保障新型储能获得合理收益，提升新型储能投资积极性，促进新型储能健康发展。中国新型 政策换挡加速 136号文明确取消新能源“配诸”，但不改变鼓励发展的政策基本面，电力市场环境下的新能源可持续发展仍需要储能的支撑。近期出台的“绿电直连”政策要求源荷匹配，明确规定项目自发自用比例，由于新能源发电具有波动性，为满足自发自用比例要求将催生对储能的需求inng 《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知 关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》 并网型绿电直连项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。 394号文对新型储能的影响 《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改 容量电价机制 进一步深化研究容量电价机制厂参考抽水蓄能电站电价政策和煤电容量电价政策，针对新型 储能收益驱动力不足的情况研究出台面向新型储能的国家级容量电价政策，推动行业持续健康高质量发展。总体原则：nnovation 按支持多元化创新的基调，容量电价或补偿宜以合适的方式，根据各省实际情况，覆盖具有各种细分功能的储能技术路线 科学规划合理布局： 容量电价竞争机制： 电能量市场化交易机制： 分省组织年度（或多年）容量电价招标，可按照等量等价的原则，对标参照火电容量电价的价值获得分别给予时长、容量、转动惯量等设置分类系数，给与各类具有独特细分功能的新型储能适当发展激励。 存量和增量储能装置全部参加电能量市场化交易，在实施电力现货市场省份新型储能可公平参与各类辅助服务市场，同时参与电能量市场，明确减免储能装置本体充电时的基本电费 分别测算各省年度储能需要规模，包括容量、时长、转动惯量、爬坡速度、安装地点、工期等指标要求，向全社会发布并作年度或多年滚动调整。 新能源全面市场化交易的风险 和传统电源比，新能源出力有不确定性，且缺之有效调节能力，独立参与电力市场，进行确定性的报量报价将面临多种风险。新型储能将为新能源补齐短板，未来从发电侧将从“强制配储”逐步转变为“主动配储" 新能源超额获利回收-久欠发中国新型储能 当Q申报,h < Q实际,h× （(1-入2) ，且k × P标杆+(1-k)× P日前,h < P实时,h时 当Q报,h>Q实际h× （1 +入1) 目k× P标杆+(1-k)× P日前,h > P实时,h时 以山西电力市场为例，入1=入2=40%。其中k=Q政府定价,h/Q申报,h，Q政府定价,h为新能源该时段实际分配的政府定价电量。 新能源全面市场化交易的风险 预测偏差损失 中长期缺额及超额回收 缺额：当Q中长期P发电区域中长期月度加权超额：当Q中长期>Q实际×入4，且P全网统一结算点月度加权Q实际,h,且k×P标杆+(1-k)×P日前,h氢能成为提高系统安全稳定裕度的跨界可选方向之一 氢能在电力系统的典型应用场景展望 煤场灰场解决储用的土地空间问题 >火电厂氢、热、电综合利用提高效率 绿色燃料供延寿机组发电 完备的建成送出线路 提供受端电压支撑 氢能在电力系统的典型应用场景展望 氢能流与电能流协同优化因地制宜开展输氢和输电协同并举，绿色氢基燃料可就地为本地火电供给清洁燃料，将西部可再生能源制备的氢和风光大基地的清洁电力输送到东部地区助力大规模资源优化配置，有效缓解输电走廊紧张、受端多直流馈入和支撑电源空心化等问题。型储能 氢能在电力系统的典型应用场景展望 绿色燃料低成本储存，在受端主力及退役火电厂燃烧发电，电压和转动惯量支撑中国 和电力输电通道并举实现大规模大范围资源配置 氢能的应用贯穿制a储输用 储 作为灵活负荷在综合能源大基地生产，氢热电灵活转化 长时储能实现跨季节应用提高电力系统调节能力 ChinaEnergy