中國儲能網(wǎng)訊：“十四五”以來，新型儲能作為我國新型電力系統(tǒng)建設的關鍵支撐技術，在政策紅利與市場需求的雙重驅動下實現(xiàn)跨越式發(fā)展。今年9月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《新型儲能規(guī)?；ㄔO專項行動方案（2025~2027年）》（以下簡稱《專項行動方案》），明確提出到2027年全國新型儲能裝機達到1.8億千瓦以上的總體目標，并確立了以鋰離子電池儲能為主導、多元化技術路線協(xié)同發(fā)展的總體方向?！秾ｍ椥袆臃桨浮芳让鞔_了量化的裝機目標，也為行業(yè)破解技術瓶頸、完善市場機制指明了方向。
本文立足政策導向，結合作者在電化學儲能技術研發(fā)與工程實踐方面的經(jīng)驗，從技術演進趨勢、應用場景拓展、市場機制完善、安全體系構建四個維度，分析新型儲能規(guī)?；ㄔO中的核心問題與破題思路，為行業(yè)高質量發(fā)展提供參考。
技術演進：從單一路線到多元協(xié)同的迭代路徑
技術創(chuàng)新是新型儲能規(guī)?；l(fā)展的核心驅動力?！秾ｍ椥袆臃桨浮诽岢觥疤嵘夹g裝備水平，推動關鍵技術突破”，明確了儲能系統(tǒng)架構優(yōu)化、核心設備升級、新型電池研發(fā)等重點方向。當前，行業(yè)正經(jīng)歷從粗放式發(fā)展向精細化、高效化、安全化轉型的關鍵階段，技術路線呈現(xiàn)“主流技術迭代升級、替代技術加速突破”的雙重特征。
儲能系統(tǒng)架構
儲能系統(tǒng)架構直接決定了充放電效率、可用容量與運行可靠性，是規(guī)?；瘧玫暮诵闹?。目前，行業(yè)技術路線已形成“集中式—分散式—高壓直掛”的清晰演進脈絡，不同架構在不同應用場景中呈現(xiàn)互補發(fā)展態(tài)勢。
傳統(tǒng)集中式儲能系統(tǒng)一般將多個電池簇并聯(lián)匯流，通過兆瓦級儲能變流器（PCS）進行集中式能量處理。這種儲能架構的拓撲結構簡單，PCS單機功率相對較大，初期設備成本較低。但將大量電池簇直接并聯(lián)的粗放式能量管理存在“木桶效應”、簇間環(huán)流等固有缺陷，導致系統(tǒng)可用容量降低，故障易擴散，制約大規(guī)模應用安全性與經(jīng)濟性。
為破解集中式架構的技術瓶頸，分散式架構憑借精細化控制優(yōu)勢逐步成為行業(yè)主流。該架構以“簇級獨立管理”為核心設計理念，通過兩級功率變換或單級變換拓撲，實現(xiàn)每個電池簇的獨立能量處理與精準控制，從根本上消除了簇間環(huán)流問題，降低了對電池一致性的要求。
相較于集中式儲能，分散式儲能的核心優(yōu)勢在于實現(xiàn)了簇級獨立控制，徹底解決了并聯(lián)環(huán)流、“木桶效應”等痛點。系統(tǒng)對電池一致性要求降低，兼容性更強，運維操作得以簡化，在容量可用率、循環(huán)壽命及整體安全性方面展現(xiàn)出顯著優(yōu)勢，技術指標達到國際先進水平。
盡管分散式儲能有效解決了環(huán)流與“木桶效應”等傳統(tǒng)問題，但在面向吉瓦時級超大規(guī)模儲能電站建設時，仍面臨單機容量有限、系統(tǒng)集成復雜度高、依賴工頻變壓器導致效率與穩(wěn)定性受限、散熱與防護矛盾突出等挑戰(zhàn)。
面對上述挑戰(zhàn)，高壓直掛式架構成為技術突破的關鍵方向。該架構采用級聯(lián)H橋變換器拓撲，使電池簇經(jīng)功率單元逆變后直接串聯(lián)形成高壓，無需工頻變壓器即可接入35千伏及以上電網(wǎng)，在提升單機容量、系統(tǒng)效率與響應速度的同時，保留了分散式架構的精細化管理優(yōu)勢。截至2025年11月，行業(yè)內已建成多個高壓直掛儲能示范項目，實測充放電效率最高可達91.85%，較傳統(tǒng)低壓儲能系統(tǒng)提升約4~6個百分點，單機容量突破25兆瓦，為超大規(guī)模儲能電站的集約化建設提供了可行路徑，有望成為未來建設超大規(guī)模儲能的核心技術路線。
構網(wǎng)型儲能：高比例新能源電網(wǎng)的關鍵支撐技術
構網(wǎng)型儲能可模擬同步發(fā)電機的外特性，具備自主構建電壓和頻率的能力，可主動支撐電網(wǎng)電壓與頻率，提升系統(tǒng)慣量與短路容量，成為增強高比例新能源電網(wǎng)穩(wěn)定性和靈活性的關鍵手段。
當前，構網(wǎng)型儲能技術面臨兩大發(fā)展方向：低壓構網(wǎng)與高壓直掛構網(wǎng)。低壓構網(wǎng)型儲能受限于PCS單機容量較小，百兆瓦級電站需協(xié)調數(shù)百臺電壓源型PCS實現(xiàn)毫秒級協(xié)同控制，技術復雜度高、可靠性面臨考驗；而高壓直掛構網(wǎng)型儲能憑借單機容量大（突破20兆瓦）的優(yōu)勢，百兆瓦級電站僅需數(shù)套系統(tǒng)即可實現(xiàn)構網(wǎng)運行，大幅簡化了控制架構，提升了響應速度與運行穩(wěn)定性。此外，高壓直掛構網(wǎng)型儲能無需工頻變壓器，與主電網(wǎng)電氣距離更近，更能滿足新型電力系統(tǒng)對高功率、快速主動支撐的需求，已成為行業(yè)重點攻關方向。
行業(yè)標準的完善為構網(wǎng)型儲能規(guī)模化應用奠定了基礎。目前，國內已發(fā)布《構網(wǎng)型儲能變流器技術規(guī)范》等團體標準，明確了構網(wǎng)型儲能的技術指標、測試方法與應用要求，推動技術應用從示范走向標準化。未來，隨著技術成熟度提升與應用場景拓展，構網(wǎng)型儲能將在新能源基地、電網(wǎng)薄弱環(huán)節(jié)、微電網(wǎng)等場景實現(xiàn)大規(guī)模部署，成為新型電力系統(tǒng)的“穩(wěn)定器”與“調節(jié)器”。
應用場景拓展：從單一輔助服務到全場景多元賦能
《專項行動方案》提出“拓展新型儲能多元應用場景，提升綜合價值”，明確了電網(wǎng)側、電源側、用戶側三大場景的發(fā)展重點。隨著技術成熟度提升、政策支持力度加大及市場機制的開拓，新型儲能的應用場景正從傳統(tǒng)的調峰調頻、輔助服務，向新能源消納、用能優(yōu)化、微電網(wǎng)支撐等多元化方向拓展。
電網(wǎng)側儲能：保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行
在《專項行動方案》的指引下，電網(wǎng)側儲能將重點布局于新能源基地、負荷中心、電網(wǎng)薄弱環(huán)節(jié)等區(qū)域：在新能源基地，儲能可平抑風電、光伏出力波動，實現(xiàn)新能源功率平滑輸出；在負荷中心，儲能可通過峰谷價差套利、提供調峰服務緩解電網(wǎng)供電壓力；在電網(wǎng)薄弱環(huán)節(jié)，儲能可提升系統(tǒng)慣量與電壓支撐能力，保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。
目前，電網(wǎng)側儲能已進入規(guī)?；ㄔO階段，百兆瓦級、吉瓦級儲能電站陸續(xù)落地。但仍面臨部分問題：一是部分地區(qū)電網(wǎng)接入條件受限，制約了儲能電站的規(guī)模化部署；二是輔助服務市場價格機制不完善，儲能的調峰、調頻價值難以充分體現(xiàn)；三是超大規(guī)模儲能電站的系統(tǒng)集成與運維難度較大。未來，需通過加強電網(wǎng)規(guī)劃與儲能布局協(xié)同、完善輔助服務價格機制、提升系統(tǒng)集成與運維技術水平等方式，推動電網(wǎng)側儲能高質量發(fā)展。
電源側儲能：助力新能源消納與電力保供
《專項行動方案》明確要求新能源項目配套建設儲能設施，或通過租賃儲能等滿足消納要求，為電源側儲能提供了廣闊市場空間。
儲能還可用于火電機組靈活性改造等場景，通過儲能與常規(guī)火電等電源的協(xié)同運行，可提升機組調峰能力與運行靈活性，保障電力系統(tǒng)供需平衡。
當前，電源側儲能面臨的主要挑戰(zhàn)是投資回收機制不清晰。部分新能源配套儲能項目存在“重建設、輕運營”現(xiàn)象，儲能設施利用率較低，難以實現(xiàn)可持續(xù)運營。未來，需通過完善價格政策、推動儲能參與輔助服務市場、探索儲能容量補償?shù)壬虡I(yè)模式，提升電源側儲能的經(jīng)濟性與利用率。
用戶側儲能：釋放終端用能優(yōu)化潛力
隨著工商業(yè)用戶峰谷電價差逐步拉大、虛擬電廠政策落地實施，用戶側儲能的商業(yè)化潛力持續(xù)釋放。
在峰谷套利場景，用戶通過低谷時段充電、高峰時段放電，利用峰谷電價差獲取收益；在應急供電場景，儲能可為數(shù)據(jù)中心、醫(yī)院、工業(yè)等重要用戶提供不間斷電源，保障用電安全；在綠電消費場景，用戶可通過“光伏+儲能”模式實現(xiàn)自發(fā)自用，提升綠電消費比例。
此外，用戶側儲能通過聚合參與虛擬電廠，成為電力市場的重要參與主體，可獲取輔助服務收益，進一步提升商業(yè)價值。目前，國內已有多個虛擬電廠試點項目落地，用戶側儲能作為核心資源參與調頻、調峰等輔助服務，展現(xiàn)出良好的市場化前景。但用戶側儲能仍面臨投資成本較高、商業(yè)模式單一、部分地區(qū)峰谷電價差不足等問題，需通過技術降本、政策支持、商業(yè)模式創(chuàng)新等方式破解。
市場機制完善：破解規(guī)?；l(fā)展的制度瓶頸
新型儲能規(guī)?；ㄔO離不開完善的市場機制支撐。當前，我國新型儲能市場機制仍處于起步階段，存在價格形成機制不健全、輔助服務市場準入門檻高、商業(yè)模式單一、投資回收周期長等問題，制約了行業(yè)的市場化、規(guī)?；l(fā)展。
當前市場機制存在的主要問題
價格機制不健全。儲能的服務價值缺乏科學的定價機制，部分地區(qū)輔助服務價格偏低，難以覆蓋儲能項目的投資與運營成本；現(xiàn)貨價差不足以支撐用戶側儲能的商業(yè)化運營；容量電價政策缺失，儲能的容量價值難以體現(xiàn)。
市場準入門檻高。部分地區(qū)輔助服務市場對儲能項目的裝機容量、響應速度等要求較高，中小規(guī)模儲能項目難以參與；電力現(xiàn)貨市場尚未全面放開儲能準入，儲能的實時調節(jié)價值難以通過現(xiàn)貨市場實現(xiàn)。
商業(yè)模式單一。當前儲能項目的收益主要依賴政府補貼、峰谷套利與輔助服務收益，商業(yè)模式較為單一，抗風險能力較弱；共享儲能、儲能租賃、虛擬電廠等創(chuàng)新商業(yè)模式仍處于試點階段，尚未形成規(guī)?；茝V的條件。
跨主體協(xié)同機制缺失。儲能項目的建設與運營涉及電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、用戶、儲能運營商等多個主體，各主體之間的利益分配機制不清晰，協(xié)同運營難度較大；儲能與新能源、電網(wǎng)的規(guī)劃協(xié)同不足，導致部分儲能項目接入受限或利用率偏低。
完善市場機制的破題思路
健全價格形成機制。一是完善輔助服務價格政策，建立基于成本與價值的調峰、調頻價格形成機制，合理提高輔助服務價格；二是進一步推進現(xiàn)貨市場建設，合理提高現(xiàn)貨上限價格，為儲能創(chuàng)造更大的套利空間；三是探索建立儲能容量電價機制，將儲能的容量價值納入電力市場定價體系，保障儲能項目的長期穩(wěn)定收益。
降低市場準入門檻。一是優(yōu)化輔助服務市場準入條件，允許中小規(guī)模儲能項目通過聚合方式參與市場；二是加快推進電力現(xiàn)貨市場建設，明確儲能在現(xiàn)貨市場的準入標準與交易規(guī)則，支持儲能參與實時電量交易與輔助服務；三是建立儲能項目與新能源項目、電網(wǎng)項目的協(xié)同規(guī)劃機制，保障儲能項目的電網(wǎng)接入權。
推動商業(yè)模式創(chuàng)新。一是大力推廣共享儲能模式，通過集中建設儲能電站，為多個新能源項目、用戶提供儲能服務，提升儲能設施利用率；二是發(fā)展儲能租賃業(yè)務，降低新能源項目與用戶的初始投資壓力；三是壯大虛擬電廠產(chǎn)業(yè)，聚合分布式儲能、用戶側儲能等資源，參與電力市場與輔助服務市場，拓展儲能的收益渠道；四是探索儲能與綠電、碳交易的銜接機制，提升儲能的環(huán)境價值。
建立跨主體協(xié)同機制。一是明確電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、儲能運營商等主體的責任與義務，建立合理的利益分配機制；二是加強儲能與新能源、電網(wǎng)的規(guī)劃協(xié)同，將儲能納入電力系統(tǒng)整體規(guī)劃，優(yōu)化儲能布局；三是推動“源網(wǎng)荷儲”一體化項目建設，實現(xiàn)各主體協(xié)同運營、利益共享。
筑牢安全根基：“技術創(chuàng)新+監(jiān)管”實現(xiàn)本質安全
當前，電化學儲能核心功率器件（如IGBT模塊）等部分關鍵零部件仍依賴進口，存在“卡脖子”風險；長時儲能技術（如液流電池）的能量密度、循環(huán)壽命等指標仍需提升，成本偏高；安全技術體系尚未完全成熟，熱失控預警與處置的時效性仍需加強；行業(yè)監(jiān)管體系尚未完善，安全監(jiān)管責任劃分不清晰。
為實現(xiàn)行業(yè)安全可持續(xù)發(fā)展，破題舉措可從以下兩方面入手：一是強化技術創(chuàng)新支撐。加大國家科技重大專項支持力度，聚焦高壓直掛、構網(wǎng)型儲能、長時儲能、安全消防等關鍵技術，開展聯(lián)合攻關；支持核心零部件國產(chǎn)化替代，建立自主可控的產(chǎn)業(yè)鏈供應鏈；加快技術標準制定，統(tǒng)一技術路線與測試方法，推動行業(yè)標準化發(fā)展；完善產(chǎn)學研用協(xié)同創(chuàng)新機制，鼓勵企業(yè)與高校、科研機構合作，提升技術轉化效率。
二是完善政策支持體系。加快落實容量電價、輔助服務價格等政策，建立科學的價格形成機制；擴大峰谷電價差試點范圍，優(yōu)化分時電價時段劃分；加強儲能與新能源、電網(wǎng)的規(guī)劃協(xié)同，保障儲能項目的電網(wǎng)接入；完善安全監(jiān)管體系，明確安全責任劃分，加強儲能電站全生命周期安全監(jiān)管。
