2025 光储与电力供应链协同发展论坛将于 11 月 17-20 日在四川成都举办，而在此前 9 月 17-18 日召开的 2025 世界储能大会上，行业专家已围绕储能产业的战略价值与发展路径展开深度探讨。电力规划设计总院党委书记胡明在大会上明确指出：“储能的规模化发展，是新型电力系统建设最重要的标志。” 在电力系统 “源网荷储”（电源、电网、用电负荷、储能）四大核心板块中，“储” 的规模不仅决定着 “十五五” 时期新能源的发展质量，更直接影响电网安全运行水平，同时关联着消费侧用能的质量与经济性。

新型储能：从“爆发增长” 到 “全球领跑”

所谓新型储能，通常指抽水蓄能之外的新兴电储能技术，涵盖电化学储能、压缩空气储能、熔融盐储能等类别。自“十四五” 启动以来，我国新型储能产业迎来爆发式增长：装机规模连年翻倍，产业综合实力大幅提升，带动的直接投资规模已突破三千亿元。

从技术结构来看，当前我国新型储能以电化学储能为主—— 即通过电池实现能量的储存、释放与管理。宁德时代创始人、董事长曾毓群介绍，中国已成为全球最大的新型储能市场，其中锂离子电池占比高达 95%~99%，累计装机规模在五年内实现了 20 倍增长。更值得关注的是，我国已构建起全球最完整、规模最大、技术最先进的储能产业链，储能电池和系统的出货量分别占据全球市场 90% 和 70% 以上的份额，在全球产业竞争中占据绝对优势。

“双碳” 驱动：储能成新能源转型 “关键拼图”

今年是我国“双碳”（碳达峰、碳中和）目标提出五周年。能源作为国民经济的命脉，始终是推进 “双碳” 工作的主战场，而电力系统向 “以新能源为主体的新型电力系统” 转型，正是能源革命的核心方向 —— 储能则是这场转型中 “灵活调节电源” 的关键一环。

随着风电、光伏等非化石能源发电在电力结构中的占比持续攀升，电力系统的平衡挑战日益凸显。最新统计显示，过去四年间，全国新增发电装机中84% 来自非化石能源；截至今年 7 月，非化石能源发电装机总量已达 22.3 亿千瓦，在总发电装机中的占比攀升至 60.8%。然而，新能源 “看天吃饭” 的特性（波动性、间歇性），给电力安全稳定供应带来了不小挑战。在此背景下，能在新能源发电高峰时充电、低谷时放电的储能电站，需求变得愈发紧迫。

胡明进一步分析，目前我国新能源装机已超过系统最大负荷；未来五年，风光能源装机规模将达到28-30 亿千瓦，年均新增装机约 2.5 亿千瓦，装机占比将突破 50%。与此同时，负荷装机占比会进一步下降，导致电力系统 “低能量密度” 趋势加剧，系统调节能力不足的问题将更突出。“仅靠传统电源让渡空间已不够，必须依靠额外的电能量储存，实现电量与电力调节并重，才能满足系统的关键调节需求。”

全球能源结构加速转型的当下，我国电力系统正经历从“化石能源主导” 到 “新能源为主体” 的历史性跨越，储能无疑在这一进程中站上了核心位置。中关村储能产业技术联盟理事长、中国科学院工程热物理研究所所长陈海生此前也表示，未来储能将与新型电力系统建设深度耦合，在零碳园区、绿电直连等场景中拓展多元应用，催生全新商业模式；而 “十五五” 期间的研究重点，将聚焦于合理评估新型储能的容量价值、优化折算方法，以及推动其与抽蓄、火电等调节资源协同发展。

对于未来装机规模，多方机构给出乐观预测：中关村储能产业技术联盟认为，到2030 年我国新型储能累计装机在保守场景下可达 236.1 吉瓦，理想场景下将超 291 吉瓦，未来五年复合增长率超 20%；工业和信息化部装备工业发展中心党委书记柳新岩则预计，2030 年新型储能产业将全面成熟，装机规模超 2.4 亿千瓦，2035 年更将突破 3 亿千瓦。

电力市场改革：储能发展的“机遇窗口”

“十五五” 期间，电力市场改革不仅是能源领域的热点，更是储能产业发展的重要机遇。胡明介绍，当前我国正处于新型电力系统建设加速期，国家能源局去年颁布《加快构建新型电力系统行动方案》后，今年又围绕 “大规模高比例新能源外送”“虚拟电厂” 等 7 个方向开展试点示范，进一步加快系统建设步伐。

新能源全面入市后，储能的装机需求点在哪里？中国电力企业联合会副秘书长兼标准化管理中心主任、电动交通与储能分会会长刘永东指出，今年“136 号文” 标志着储能发展从 “重建设” 转向 “重应用”，而这一转变的核心，是解决储能应用的商业模式问题。“现阶段，新型储能全电量直接接入电力市场的条件尚未成熟，且全国统一电力市场尚未成型，‘十五五’期间需通过容量补偿机制与电力市场机制协同，才能有效推动产业发展。” 他同时提到，近期相关政策已向这一方向倾斜，为新型储能的调度、运行及可持续发展完成了顶层设计。

政策层面的发力已清晰可见：今年2 月 9 日，国家发改委、国家能源局联合发布《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》，明确取消 “将储能作为新建新能源项目核准、并网及上网前置条件” 的要求，标志着储能正式进入市场化发展阶段；9 月 12 日，两部门再印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027 年）》，为新型储能未来三年的发展划定具体路径 —— 方案提出，2027 年全国新型储能装机规模需达到 1.8 亿千瓦（180 吉瓦）以上，带动项目直接投资约 2500 亿元，这一目标也得到了行业分析人士的普遍认可。

国家能源局相关负责人在记者会上解释，该政策出台的背景是“双碳” 目标下新能源快速发展，系统调峰、电力保供压力持续增大，新型储能作为关键灵活性调节资源，已成为构建新型电力系统的客观需求。方案还明确了不同场景下的储能应用方向：电源侧聚焦大基地配储、新能源配建储能及煤电机组配套储能，助力新能源消纳与煤电调节能力提升；电网侧鼓励在关键节点、配电网应用储能，探索建设 “电网替代型储能设施”，推广构网型储能；用户侧则针对工业园区、算力设施、分布式光伏、通信基站等高频场景，创新应用模式以提升用能效率。

不过，未来五年我国电力系统仍将面临多重挑战：一方面，“十五五” 期间可再生能源发电量占比将逼近 25%，进一步提升会加剧系统不稳定性，推高调节需求与运行成本；另一方面，源、网、荷、储各环节涌入大量多元化市场主体，利益格局亟待重构。胡明强调，储能作为 “源网荷储” 四要素的重要组成，其规模化发展是新型电力系统建设的核心标志，“十五五” 期间储能将与源网荷各环节深度融合，在促进大规模新能源消纳、保障电网安全稳定、支撑用户低碳用能等方面，发挥比 “十四五” 更关键的作用。

破局痛点：构建储能产业“创新型生态”

“十四五” 期间，我国储能产业在爆发式增长的同时，也积累了不少风险与问题。要支撑 “十五五” 时期的建设需求，这些产业痛点亟待破解。曾毓群在世界储能大会上提醒，当前储能产业正处于转型关键期，既要肯定已取得的成就，更要清醒认识面临的挑战，才能推动产业真正实现高质量发展。

他具体指出了行业需警惕的风险：一是安全隐患，激烈的价格竞争易导致企业“以价换量”，缩减成本、降低配置标准，为产品质量与运行安全埋下隐患；二是信任危机，部分产品存在参数虚标问题，部分项目实际运行寿命远低于承诺值；三是创新乏力，技术同质化现象凸显，资本驱动下不少企业选择抄袭、复制的 “捷径”；四是无序扩张后遗症，未来或将有大批企业被市场淘汰，“孤儿电站”（无人管理的储能电站）可能出现。这些问题的根源，在于产业生态仍需完善 —— 要实现高质量发展，必须构建 “创新型” 产业生态。

针对这一目标，曾毓群提出四大方向：

坚守安全底线：安全是储能发展的根基，一旦发生安全事故，将直接冲击行业投资逻辑与社会信任，“必须将安全置于所有决策的首位”；

打造可信市场环境：真实性是行业可持续发展的前提，也是对所有市场参与者的基本要求，需通过实证机制保障数据与承诺的一致性；

强化知识产权保护：“无创新则无未来”，储能行业的长期发展依赖技术突破，保护知识产权就是保护创新活力，避免 “抄袭式发展” 挤压创新空间；

面向零碳未来创新：零碳电力系统与千行百业的脱碳进程，正催生更多元的储能需求，这要求储能技术创新必须适配更高标准、更复杂的应用场景。

曾毓群同时透露，为满足行业发展需求，宁德时代已启动跨学科、跨领域的技术融合布局，深度投入人工智能、构网型储能、柔性控制、虚拟电厂等前沿领域。

中国产业发展促进会副会长兼储能分会会长史立山则从应用场景角度提出建议：“当前储能成本已大幅下降，未来发展需政策引导，且要与新能源特性深度结合。新型储能与传统抽水蓄能不同 —— 抽水蓄能主要解决电网调频、备用需求，而新型储能更多用于平抑风光波动性，尤其是光伏的间歇性，因此最好与光伏电站或光伏终端利用场景紧密结合。”

政策层面也在为产业生态完善提供支撑。《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027 年）》明确提出，鼓励新型储能全面参与电能量市场，推动 “新能源 + 储能” 作为联合报价主体一体化参与交易，同时有序引导储能进入中长期市场；在价格机制上，将推动完善新型储能容量电价机制，建立可靠容量补偿机制，各地需加快电力中长期、现货市场建设，形成合理的储能充放电价格。

水电水利规划设计总院副总工程师郭雁珩则建议，“十五五” 期间需强化 “过程管控”：国家可利用消纳监测、市场环境监测等工具，对地方产业发展提出刚性要求，“若地方在市场化推进、储能建设等方面存在问题，及时亮灯预警”；地方作为新能源参与市场化的责任主体，需优化实施方案，为企业提供更完善的市场保障。

胡明最后总结：“‘十五五’期间，全国统一电力市场将基本建成，形成覆盖电能量、容量、辅助服务、绿电、绿证、电力期货的完备体系。新型储能将成为电力市场的重要新型主体，而其与其他行业的协同作用，将是未来激发市场活力、培育新业态新模式的关键途径。”