●到2027年，全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上
●截至2025年6月底，参与广东电力市场交易的广东独立储能总装机规模达105万千瓦/192万千瓦时
● 2025年上半年，广东独立储能市场交易收入达2.94亿元，日均充放电循环次数约1.49次，利用率位全国前列
●如何实现从“政策引导”到“市场驱动”？
以市场化手段激活储能资源
节点电价驱动精准布局
●如何避免“内卷式”竞争？
持续推动全国统一大市场建设
促进资源要素跨区域自由流动
双向拓展市场需求空间
对内进一步挖掘应用场景
对外加速标准国际化对接，实现产业链协同出海
国家发展改革委、国家能源局近日发布《新型储能规模化建设专项行动方案》，提出到2027年，全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上。在规模爆发式增长的背后，如何以技术创新破解安全、效率与成本瓶颈，以商业模式创新激活市场化机制与多元价值，成为推动新型储能产业发展的核心路径。
近年来，南方电网公司积极布局锂钠混合、构网型储能等多技术路线并行研发与场景化应用，探索电力市场交易与容量租赁等新模式，全面提升新型储能的经济性和系统效用，推动新型储能从示范应用走向规模化、市场化高质量发展。
技术路线多点开花
助力构建新型储能产业竞争新优势
当前，新型储能种类繁多，技术路线各有特点，经济性与适用场景也不尽相同。
在我国首个大型锂钠混合储能站——南方电网宝池储能站，5条差异化的构网型储能技术路线“同台比武”，将助力我国储能新技术由试点示范加快迈向成熟应用。为充分发挥储能电站的技术经济性，宝池储能站采取“独立+共享”运营模式，既能迅速响应电力负荷调节需求，又给新能源企业提供租赁服务，还在电力市场中自主交易电量，一体发挥新型储能的“三重功能”。
“宝池储能站200兆瓦容量将共享给总规模3600兆瓦的30多个风电、光伏厂站综合高效利用，为新能源接入电网和参与电力市场交易提供‘一臂之力’。”南网储能公司宝池储能站站长王辉表示。
南方电网公司结合区域能源结构特点和电网调节需求，采取多技术路线并行发展的策略：在大型新能源基地配套领域，优先选用能量型锂电储能和抽水蓄能，以满足电网调峰、调频需求，即时平抑出力波动；在城市电网侧和用户侧，重点推广经济性更优的磷酸铁锂电池和逐步商业化的钠离子电池，用于负荷侧削峰填谷；在极端环境条件和特殊应用场景中，试点验证液流电池、压缩空气储能等长时储能技术的可靠性。
通过构建“技术—经济—场景”多维评价体系，南方电网公司正推动不同储能技术在不同应用场景中的最优配置，实现从示范应用到规模化发展的转型升级。
国家新型储能创新中心专家表示，深入开展关键共性技术研究，对于打破技术瓶颈、构建产业创新生态、提升产业竞争力具有重要作用。目前，该中心针对创新链产业链的“堵点”“卡点”开展重点技术攻关，提升核心技术自主可控能力。该中心还聚焦布局产业技术研发，推动储能技术和装备创新研发、成果转化及产业升级，同时推动新型储能前瞻性、战略级成果产出，加快推动自主创新成果工程化、产业化，助力构建我国新型储能产业竞争新优势。
南网能源院新能源研究部项目经理饶志提出，新型储能技术更新迭代迅速，成本持续下降，锂离子电池储能度电成本已有望接近抽水蓄能，需密切跟踪新型储能技术发展，积极推进高安全、低成本、长寿命的新型储能技术研究，适时优化抽水蓄能和新型储能发展战略和发展规划。“随着储能技术成熟、产业集群效应显现及投资回报机制完善，储能将实现市场化和产业化发展。”饶志说。
政企协同精准施策
以市场化机制释放储能经济价值
储能具有“低储高发”的独特特性，使其一方面能够有效提高风、光等能源的消纳能力，平滑清洁能源出力波动，保障电力供应的稳定性和可靠性；另一方面，储能还可灵活参与电能量交易和辅助服务市场。
在电能量交易中，通过合理的充放电策略，提升市场流动性，促进价格发现；在辅助服务市场中，为电力系统提供调峰、调频等服务，进一步增强电力市场活力。
南方电网公司积极协同政府部门，聚焦新型储能产业落地过程中出现的实际问题，不断加强分析研究，持续完善新型储能可持续发展的市场机制，推动新型储能高质量发展。在市场化交易方面，广东储能电站已正式进入电力市场交易。截至2025年6月底，参与广东电力市场交易的广东独立储能总装机规模达105万千瓦/192万千瓦时。
2025年上半年，广东独立储能市场交易收入达2.94亿元，日均充放电循环次数约1.49次，利用率位于全国前列，有效发挥了储能响应速度快、调节速率高、调节精度准、充放电转换灵活等优势，提高系统安全稳定运行水平和可再生能源消纳能力。
在云南，政企协同推进新型储能发展的成效正加速显现。《云南省新型储能发展实施方案(2024—2025年)》《关于进一步推进新型共享储能发展的通知》等系列政策的出台，明确了新型储能项目的激励机制和调节容量市场的运行规则，扫清了储能企业后顾之忧，推动云南新型储能产业发展步入快车道。
为确保储能投产即参与市场，实现建设、投产到入市“无缝衔接”，昆明电力交易中心同步开通市场注册“绿色通道”，靠前服务，提前开展规则宣贯培训、系统操作指导等“一站式”服务。短短数月，全省22家储能电站快速建成并全部完成市场注册，总容量达455.5万千瓦/911万千瓦时，大幅提升云南省电力系统短时段调节能力。
政策红利直接提升了项目经济性。云南省楚雄彝族自治州的永仁致信30万千瓦/60万千瓦时独立储能示范项目企业负责人介绍，“作为云南首家投产并参与市场的储能主体，我们不仅享受到了1.8倍容量租赁的激励，还通过电能量市场‘低冲高放’快速实现了收益，日均两充两放，储能资产利用率较高。”
云南实践印证，政策是规模化“加速器”，是投资者的“定心丸”。当技术路线选择、市场准入、收益模式被清晰定义，新型储能从“可选项”变为“必选项”，产业发展的梗阻被一举打通，资本、技术与市场同频共振。市场热情高涨，新型储能装机规模一举跃升为南方五省区第一，超额完成“十四五”规划目标，跑出高质量发展“云南速度”。
持续推动全国统一大市场建设
助力新型储能高质量发展
如何确保新型储能入市行稳致远，成为高质量发展的核心命题。
昆明电力交易中心总经理黄炜坦言，当前新型储能政策短期促进投产，长期收益不足，需要扩大收益来源，实现从“政策引导”到“市场驱动”的质变。具体来说，通常有两条路径：一是以市场化手段激活储能资源的经济性动力。通过调节容量市场收入锚定固定成本回收，叠加充放电价差、辅助服务等扩大收益空间，储能项目实现可持续收益闭环，引导储能投资落地，真正实现“市场驱动”。二是节点电价驱动精准布局：通过节点电价的价格信号，引导储能项目布局在新能源富集地和负荷中心等关键节点，午间消纳新能源，提高利用率，傍晚电力顶峰，精准削减尖峰负荷。
广东电力交易中心发展研究部副经理罗锦庆进一步建议，应健全新型储能市场机制，适应新型电力系统下高比例新能源带来的系统调节需要，研究建立爬坡、转动惯量、快速频率响应等辅助服务交易品种，体现灵活性资源价值，并探索储能容量电价，丰富新型储能商业模式，是推动新型储能入市行稳致远的关键。
“当前储能市场发展迅猛，部分领域出现一定程度同质化竞争现象。避免内卷，目标是迈向更高水平、更高质量的发展之路。应深挖市场需求潜力，以高质量供给匹配升级需求，让储能市场健康有序发展，实现价值最大化。”饶志表示，“在尊重产业规律和市场价值前提下，通过技术突破、应用创新以及生态协同，不断拓宽储能价值边界，让其作为新型电力系统的关键支撑，其显著的社会效益、环境效益和经济效益得以充分释放，实现企业盈利、产业进步与社会福祉的最大化共赢。”
新型储能行业如何避免“内卷式”竞争，国家新型储能创新中心专家提出，应持续推动全国统一大市场建设，促进资源要素跨区域自由流动，并双向拓展市场需求空间。对内，进一步挖掘应用场景；对外，加速标准国际化对接，通过技术输出实现产业链协同出海。同时，发展多元化技术路线，突破关键材料与系统集成瓶颈，完善技术标准与检测认证体系，引导企业差异化布局，降低对单一技术路线的依赖，以技术升级替代低价竞争。
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