■ 本报记者 范毓蓉 通讯员 杨 磊

编者按：“双碳”目标引领下，新型储能成为应对新能源大规模并网挑战、构建新型电力系统的核心支撑。我国新型储能行业正从“政策驱动”规模化扩张迈向“市场驱动”高质量发展新阶段。那么，新型储能产业取得了哪些成就与技术突破？当前还面临怎样的发展形势与机遇？日前，《国家能源集团报》专访电力规划设计总院副总工程师、能源科技创新研究院院长徐东杰，国家能源集团电氢化耦合专业首席专家、科研总院（低碳院）储能中心主任王宏刚。

《国家能源集团报》：新型储能被列入“十五五”时期六大新兴支柱产业。请问新型储能在电力系统中扮演着怎样的角色？发挥着哪些作用？

徐东杰：随着新能源规模持续增加，电力系统中发电和用电在时间和空间上不匹配的现象愈发突出，系统整体转动惯量降低，安全稳定运行面临挑战。新型储能与源、网、荷各环节深度融合，是电力系统的关键支撑力量和国家能源战略的重要支柱产业，将成为新型电力系统建设的重要标志。电源侧新型储能将促进大规模新能源开发消纳，推动“沙戈荒”新能源大基地开发外送；电网侧新型储能将提升系统安全稳定运行水平并促进电力保供，支撑主配微协同的新型电网建设；负荷侧新型储能将与绿电直连、虚拟电厂、零碳园区等新模式新业态紧密结合，支撑用户高水平绿色用能。

王宏刚：新型储能是构建新型电力系统的核心支撑，主要发挥调节平衡、顶峰保供、稳定支撑三大作用，已成为电力系统中不可替代的灵活性资源与战略性基础装备。

国家能源集团作为全球最大火力发电与风力发电企业，新型储能在集团产业版图中扮演着战略性枢纽角色：一是助力煤电转型，推动煤电从基荷电源向调节电源转变；二是促进新能源消纳，支撑风光等新能源大规模并网；三是拓展源荷新业态，延伸综合能源服务价值链。新型储能已成为集团衔接传统能源与清洁能源的关键桥梁。

《国家能源集团报》：我国新型储能产业的发展现状如何？

徐东杰：“十四五”以来，我国新型储能装机规模持续快速增长，总体呈现逐年翻倍发展态势。2024年，我国新型储能装机规模超过抽水蓄能，成为第一大调节性资源；2025年，新型储能装机规模首次突破1亿千瓦大关，“十四五”末，新型储能装机规模从初期的300万千瓦提升至1.36亿千瓦。

“十四五”以来，华北和西北地区是集中式新能源开发的重点区域。为促进大规模新能源开发消纳，华北、西北地区大力发展新型储能，两个地区的新型储能装机比例始终位居全国前列并呈小幅扩大趋势。华北地区新型储能装机在全国占比由“十四五”初的28.6%提升至32.5%；西北地区装机占比由26.6%增至28.2%；华东地区作为我国负荷中心，受电力保供需求驱动，新型储能装机规模也在逐步上升。

王宏刚：国家能源集团新型储能已进入央企第一梯队，规模领先全国央企平均、技术多元高于行业均值、场景更偏电源侧、示范属性强于一般开发主体。

截至目前，集团公司在运新型储能项目共198项，装机规模801万千瓦/1921万千瓦时。2025年平均储能时长2.4小时（全国平均储能时长2.58小时），年利用小时数828小时（全国年利用小时数1195小时），年均等效利用系数0.095（全国年均等效利用系数0.136）。集团新型储能以锂电为主，占比为91.99%，辅以非锂电储能包括熔盐储热、飞轮储能和钠离子电池。新能源配储装机占比70.54%，火电配储装机占比9.31%，独立储能装机占比20.15%，新能源配储占比高、独立储能占比落后于全国水平。2026年2月，集团5个项目入选国家能源局首批新型电力系统建设能力提升试点名单，是入选数量最多的能源央企之一。

《国家能源集团报》：“十五五”时期，我国新型储能产业面临怎样的发展机遇与挑战？应当从哪些方面进行创新探索？

徐东杰：“十五五”时期，我国电力需求仍将保持刚性增长，仍需大力发展新型储能，新型储能面临重大机遇和严峻挑战。一是新型储能市场价格机制仍需完善，全国统一电力市场体系仍在建设，适应新型储能发展的容量电价机制和充放电价格政策有待健全。二是新型储能产业国际竞争加剧，国际贸易保护主义抬头，一定程度上影响了我国优质产品出口。针对新型储能发展面临的形势和挑战，“十五五”时期应做好四方面破局工作。一是立足新型电力系统需求推动新型储能发展，聚焦新型储能主要应用场景，科学研判发展目标和重大布局；二是坚持科技引领和创新驱动，扎实推进新型储能关键技术创新，努力推动科技创新与产业创新协同发展；三是加快全国统一电力市场体系建设，持续完善新型储能有关价格机制，充分体现新型储能调节资源价值；四是加强行业规范管理，引导行业从价格竞争转向价值竞争，促进新型储能健康有序发展。

王宏刚：“十五五”时期是新型储能从规模化扩张迈向全面市场化运营的转折期，国家能源集团面临“政策、市场、技术”三重共振的战略窗口和发展问题。

第一，战新产业培育能力不足，“大而不强、全而不优”矛盾突出。自主创新薄弱，集团储能业务以系统集成为主，多数充当外部技术“验证平台”；运营水平参差不齐，站间年利用小时数差异悬殊，利润核算不够精准，全生命周期管控能力亟待提升；产业生态培育不足，在储能产业链协同整合与技术引领方面与其他发电集团相比仍有较大差距。

第二，场景化应用深度不够，绿色转型支撑不足。电源侧方面，部分存量新能源配储属合规性配置，资产闲置率偏高；电网侧方面，与全国水平相比，独立储能布局严重滞后，在内蒙古、甘肃等高收益区域布局尚未完成；负荷侧方面，煤化工、矿区等高危场景缺乏配套安全和绿色溢价标准，制约储能落地应用。

第三，商业模式创新滞后，应对电碳市场变革不足。多数项目依赖区域强配或单一辅助服务，未打通“现货市场+辅助服务+容量补偿”组合收益通道；区域间缺乏市场信息共享与策略协同机制，投资回报不确定性增加；在储能产业链能耗计量、碳足迹认证及电池“护照”体系建设方面准备不足。

集团公司应抢抓机遇、补齐短板，以绿色低碳化转型、市场化运营和智能化管理为能力建设重点，以煤电、煤化工、煤炭开采与新能源协同为场景牵引，将“十四五”时期积累的技术优势转化为“十五五”时期的产业竞争优势。

《国家能源集团报》：作为行业专家，您对国家能源集团发展新型储能产业有哪些建议？

徐东杰：“十五五”时期是新型能源体系和新型电力系统建设的关键时期，国家能源集团作为超大型能源央企，必将在新型储能方面发挥更大作用。建议在以下方面着重发力：

一是聚焦场景推进新型储能发展。要聚焦新能源大基地、电网侧独立储能等场景推进新型储能发展，同时探索绿电直连直供产业园区、算电协同等新模式，充分发挥新型储能多元价值。

二是加大力度支持新型储能创新。新型储能总体仍属于新兴产业，要加大力度支持新型储能科技创新，积极推进创新研发平台、能源领域首台（套）重大技术装备、试点项目等工作。

三是提升新型储能科学规范管理水平。要与国家政策做好衔接，加强集团新型储能项目管理，确保项目备案、建设、运营全生命周期规范管理。扎实做好电网侧独立储能项目建设和运营，切实发挥支撑系统安全稳定运行作用。

王宏刚：从战略、技术、市场、管理、人才五个维度提出以下建议。

第一，战略层面：深挖场景，系统谋划。制定集团新型储能区域化、场景化投资决策规划，明确装机目标、技术路线、投资节奏与商业模式演进路径。深耕“储能+”融合场景。推动“煤电+储能联合调峰调频、新能源+储能联合运营、园区+储能综合能源服务”等跨界融合，借助绿电直连政策，扎实推进集团公司传统行业与新能源耦合场景示范，探索地面与深空算电协同场景。

第二，技术层面：固本拓新，梯次推进。一是做优存量，聚焦锂电动态质量巡检与安全保障技术，开发储能电站交易AI工具，释放存量资产的市场价值。二是放大示范，对“十四五”时期储能成果加速推广，重点将火电耦合熔盐储热向更大规模与更安全路径推进。三是加强储能变革性与应用性基础研究，加大地下混合抽水蓄能、钠离子与固态电池、低成本固体储热与氯盐储热等中长期技术研发投入。

第三，市场层面：主动入市，多元增收。一是深度参与电力市场，推动储能资产更多以独立主体身份全面进入电能量市场、辅助服务市场和容量市场，实现“能量套利+调频调峰+容量补偿”三重收益叠加。二是因地制宜发展虚拟电厂。聚合集团分散的储能资源，以虚拟电厂形态参与电网调度和需求响应，将单点设备转化为系统级调节能力。

第四，管理层面：安全为基，智能赋能。建立覆盖设计、建设、运行、退役全周期的安全管理体系，筑牢“零事故运行”底线。建设集团级“云—边—端”协同的储能智能管控平台，通过AI优化充放电策略、预测设备寿命、辅助投资决策，将运营管理从经验驱动升级为数据驱动。

第五，人才层面：跨界融合，厚植根基。引进储能领域的高端领军人才，依托重大工程项目自主培养复合型储能人才；构建协同创新网络，深化与清华大学、西安交通大学等高校、科研机构教育科技人才一体化工作，借助国家能源学院，打通“基础研究—技术开发—工程应用”全链条协同创新通道。