中国工业报记者 曹雅丽

储能是推动能源绿色低碳转型、构建新型电力系统的关键支撑。随着全球能源转型加速推进，电力系统正从以化石能源为主的稳定供给体系，向以高比例可再生能源为特征的新型能源体系深度演进。在这一过程中，系统灵活性需求显著上升，储能作为实现电力供需平衡与新能源高效消纳的重要手段，其战略地位持续提升。

在此背景下，深入研判储能产业的最新发展态势及技术演进方向，系统分析其内在发展规律与对能源转型成本、产业结构及就业等方面的综合影响，并进一步提出面向“十五五”时期的针对性政策与市场机制建议，已成为推动能源绿色低碳转型进程中的重要议题。近日，碳中和与经济社会发展实验室与自然资源保护协会举办研讨会，主题为“新型能源体系背景下储能产业发展研究”。与会嘉宾围绕储能产业在新型能源体系中的战略定位、技术演进路线、零碳园区的系统化运营模式、储能参与电力市场的收益机制转型、储能行业低价竞争的成因与破解之道、对经济增长和就业的拉动作用，以及面向“十五五”时期的电力体制改革与政策机制建议等核心议题展开了深入探讨。

储能是破解新能源“卡脖子”问题和构建新型电力系统的关键抓手

“能源体系正在经历深刻重构，电力系统转型的核心方向，是加快可再生能源替代传统化石能源，建设更加安全、充裕、绿色、经济的新型电力系统。”中国环境与发展国际合作委员会中方首席顾问、国务院发展研究中心原副主任、碳中和与经济社会发展实验室学术委员会主任刘世锦表示，从长期可持续发展的角度看，煤炭资源终究是有限的，而风能、太阳能等可再生能源才是真正具备长期可持续性的能源形态。从更大的系统安全视角来看，过度依赖燃煤发电本身也并非长久之策。未来中国能源体系面临的核心挑战，是在高比例新能源条件下保障电力系统稳定运行。

刘世锦指出，“十四五”期间，中国风电、光伏装机保持年均30%—40%的高速增长，新能源发电量增速也持续保持在20%以上，新能源已经成为推动电力系统转型的重要力量。预计2026年行业增速将阶段性放缓，但从中长期看，新能源仍将继续增长，不过目前市场尚未出现明显回暖迹象。

“这意味着，中国新能源发展正在从‘规模扩张’逐步进入更加注重系统消纳和运行效率的新阶段。随着新能源占比持续提升，弃风弃光以及绿电消纳问题也愈发凸显，背后反映的是电力系统在调节能力、负荷匹配以及新能源消纳方面仍存在明显短板。”他表示，未来低碳经济既要实现绿色转型，也要保持稳定快速增长，关键就在于提升电力系统灵活性，而储能正是破解新能源发展“卡脖子”问题的重要支撑，是解决新能源消纳、电网稳定性以及系统调节能力等难点、痛点问题的关键抓手。

传统电力系统主要依赖煤电提供深度调峰与调频等调节能力。但在碳中和背景下，煤电逐步退出导致系统灵活调节能力出现结构性缺口，需要储能发挥价值。中国电力企业联合会首席专家姚强从系统重构视角指出，从广义上讲，储能可以包括所有具有灵活调节能力的资源，不只是当前的抽水蓄能、新型储能，还包括新能源的构网调节能力、需求侧资源响应能力等。从结构与布局上看，未来新型电力系统灵活性资源高度分散且异质性强，使调控对象从“万级规模”跃升至“亿级规模”，如零碳园区、虚拟电厂等都是构成分布式“储能”体系的重要单元。

谈到如何解决储能当前面对的挑战，他表示，储能的价值释放，需要依托于清晰的系统边界与规则体系。未来电力体制改革需立足系统重构逻辑统筹储能发展，方能从根源上化解行业结构性矛盾。

  储能应用场景与收益机制创新 

中国科学院物理所研究员、松山湖材料实验室锂离子电池材料团队负责人黄学杰指出，人工智能数据中心（AIDC） 产业高速发展，带动储能需求持续增长。 2024 至 2030 年，预计数据中心储能市场年复合增长率将超 40%，成为储能行业增速最快的细分市场。AIDC 储能对可靠性、响应速度与安全性的要求极高。目前主流储能锂离子电池采用液态电解液，长期静置充放电后易出现盐浓度差，导致容量跳水和安全问题的风险加大。因此，推动电解液胶态化，是实现电池长寿命、高安全运行的关键。

北方工业大学二级教授、中国可再生能源学会储能专委会秘书长李建林表示，零碳园区并非简单的“低能耗园区”或“高绿化园区”，而是以净零排放目标为导向、以系统性能源替代和全生命周期管理为核心的现代化园区形态。零碳园区通过多能协同与制度创新，如电-热-冷-气-氢综合能源互补、源网荷储协同等技术与模式应用，构建以非化石能源为主导的主动式供能新格局。但目前零碳园区仍面临着标准体系与认知框架需要完善、技术集成和系统协同难度较大、市场机制尚未形成闭环、数字化与精细化运营能力不足等挑战。

李建林认为，从未来发展趋势看，“十五五”期间零碳园区技术将从单一节能降碳措施，转向以绿电供给为基础、源网荷储氢协同为核心、能碳数字化管理为支撑的系统化零碳运营。

国网能源研究院新能源研究所储能研究室主任胡静则表示，136号文推动了“新能源+储能”联合参与市场，新型储能规模增长由“政策驱动”向“市场驱动”转变。其中，新能源侧储能收益模式转向“新能源+储能参与市场收益”，通过储能的能量时移使新能源在电能量市场中获取更高交易价格。独立储能收益模式从“依赖租赁”转向“容量+电量+服务”三元收益模式。用户侧储能收益模式由“固定分时价差套利”转向"市场化价差套利”。全面市场化新阶段下，市场价格波动性会给储能收益带来一些不确定性影响。但长期看，随着储能技术进步和成本下降，以及各省现货价差拉大、辅助服务品种增加、储能运营水平提升，储能盈利能力将逐步增强。

华北电力大学电力工程系讲师王楚通指出，当前储能参与电力市场的路径已逐步清晰，但在实际运行中，收益机制仍存在一定堵点。从系统层面看，电力系统对储能的需求是明确且持续增强的，在电能量市场、辅助服务市场以及容量机制等“三大市场”框架下，储能理论上可参与多类型市场品种，但在实际落地过程中，仍受制于机制不完善与价格信号不充分等问题。以现货市场为例，仍存在发用两侧经营主体未全面入市、价差未体现其实际价值等问题。

为此，他建议，健全辅助服务市场化补偿，推动电能量与辅助服务市场联合出清、跨省跨区和省内交易衔接融合，提升系统及储能配置效率。

破解困局需跳出电力行业向外延伸

中国碳中和五十人论坛特邀研究员谷雨表示，储能行业低价竞争源于风光强制配储、招标过于重视初装成本、地方招商诉求强烈等因素，导致行业在早期形成“配而不建、建而不用”的现象，并加剧同质化低价竞争等问题。如果缺乏基于比较优势的产业布局与有效约束，产业出清的压力就会增大。此外，应理性看待技术多元化趋势，锂电凭借成本、产业链与全球化优势仍是主流，资源安全问题可通过工程管理与体系优化化解。而部分新型技术路线受能量密度、经济性及应用场景限制，暂无法普适替代，更多交由科研体系来探索。

自然资源保护协会北京代表处首席代表张洁清则表示，中国新能源发展已从重建设转向重消纳。风电、光伏装机持续扩容，提升绿电利用效率成为核心课题，储能是关键支撑。我国储能装机规模位居全球首位。2025年，我国新增储能装机占全球新增储能装机的近  60%。但行业整体仍处于商业模式探索期。建立稳定可复制的盈利机制，是储能规模化、市场化发展的核心。

张洁清强调，除助力新能源消纳、逐步降低对煤电的依赖以外，储能也是拉动经济、就业的新兴产业。储能的价值不应只停留在电力行业内部，而应让更多社会主体看到储能产业带来的社会经济综合效益，才能形成更广泛的发展共识和支持力量。不仅需要在电力系统跑通盈利模式，还应从设备制造、电站投资及运营整个产业链出发，构建上下游联动的商业模式，形成市场内生动力，行业才能进一步实现高质量发展。