观澜 | 储能规模化发展需要闯过“四道关”

“十四五”以来，新型储能作为我国新型电力系统建设的关键支撑技术，在政策红利与市场需求的双重驱动下实现跨越式发展。今年9月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025~2027年）》（以下简称《专项行动方案》），明确提出到2027年全国新型储能装机达到1.8亿千瓦以上的总体目标，并确立了以锂离子电池储能为主导、多元化技术路线协同发展的总体方向。《专项行动方案》既明确了量化的装机目标，也为行业破解技术瓶颈、完善市场机制指明了方向。

本文立足政策导向，结合作者在电化学储能技术研发与工程实践方面的经验，从技术演进趋势、应用场景拓展、市场机制完善、安全体系构建四个维度，分析新型储能规模化建设中的核心问题与破题思路，为行业高质量发展提供参考。

技术演进：从单一路线到多元协同的迭代路径

技术创新是新型储能规模化发展的核心驱动力。《专项行动方案》提出“提升技术装备水平，推动关键技术突破”，明确了储能系统架构优化、核心设备升级、新型电池研发等重点方向。当前，行业正经历从粗放式发展向精细化、高效化、安全化转型的关键阶段，技术路线呈现“主流技术迭代升级、替代技术加速突破”的双重特征。

储能系统架构

储能系统架构直接决定了充放电效率、可用容量与运行可靠性，是规模化应用的核心支撑。目前，行业技术路线已形成“集中式—分散式—高压直挂”的清晰演进脉络，不同架构在不同应用场景中呈现互补发展态势。

传统集中式储能系统一般将多个电池簇并联汇流，通过兆瓦级储能变流器（PCS）进行集中式能量处理。这种储能架构的拓扑结构简单，PCS单机功率相对较大，初期设备成本较低。但将大量电池簇直接并联的粗放式能量管理存在“木桶效应”、簇间环流等固有缺陷，导致系统可用容量降低，故障易扩散，制约大规模应用安全性与经济性。

为破解集中式架构的技术瓶颈，分散式架构凭借精细化控制优势逐步成为行业主流。该架构以“簇级独立管理”为核心设计理念，通过两级功率变换或单级变换拓扑，实现每个电池簇的独立能量处理与精准控制，从根本上消除了簇间环流问题，降低了对电池一致性的要求。

相较于集中式储能，分散式储能的核心优势在于实现了簇级独立控制，彻底解决了并联环流、“木桶效应”等痛点。系统对电池一致性要求降低，兼容性更强，运维操作得以简化，在容量可用率、循环寿命及整体安全性方面展现出显著优势，技术指标达到国际先进水平。

尽管分散式储能有效解决了环流与“木桶效应”等传统问题，但在面向吉瓦时级超大规模储能电站建设时，仍面临单机容量有限、系统集成复杂度高、依赖工频变压器导致效率与稳定性受限、散热与防护矛盾突出等挑战。

面对上述挑战，高压直挂式架构成为技术突破的关键方向。该架构采用级联H桥变换器拓扑，使电池簇经功率单元逆变后直接串联形成高压，无需工频变压器即可接入35千伏及以上电网，在提升单机容量、系统效率与响应速度的同时，保留了分散式架构的精细化管理优势。截至2025年11月，行业内已建成多个高压直挂储能示范项目，实测充放电效率最高可达91.85%，较传统低压储能系统提升约4~6个百分点，单机容量突破25兆瓦，为超大规模储能电站的集约化建设提供了可行路径，有望成为未来建设超大规模储能的核心技术路线。

构网型储能：高比例新能源电网的关键支撑技术

构网型储能可模拟同步发电机的外特性，具备自主构建电压和频率的能力，可主动支撑电网电压与频率，提升系统惯量与短路容量，成为增强高比例新能源电网稳定性和灵活性的关键手段。

当前，构网型储能技术面临两大发展方向：低压构网与高压直挂构网。低压构网型储能受限于PCS单机容量较小，百兆瓦级电站需协调数百台电压源型PCS实现毫秒级协同控制，技术复杂度高、可靠性面临考验；而高压直挂构网型储能凭借单机容量大（突破20兆瓦）的优势，百兆瓦级电站仅需数套系统即可实现构网运行，大幅简化了控制架构，提升了响应速度与运行稳定性。此外，高压直挂构网型储能无需工频变压器，与主电网电气距离更近，更能满足新型电力系统对高功率、快速主动支撑的需求，已成为行业重点攻关方向。

行业标准的完善为构网型储能规模化应用奠定了基础。目前，国内已发布《构网型储能变流器技术规范》等团体标准，明确了构网型储能的技术指标、测试方法与应用要求，推动技术应用从示范走向标准化。未来，随着技术成熟度提升与应用场景拓展，构网型储能将在新能源基地、电网薄弱环节、微电网等场景实现大规模部署，成为新型电力系统的“稳定器”与“调节器”。

应用场景拓展：从单一辅助服务到全场景多元赋能

《专项行动方案》提出“拓展新型储能多元应用场景，提升综合价值”，明确了电网侧、电源侧、用户侧三大场景的发展重点。随着技术成熟度提升、政策支持力度加大及市场机制的开拓，新型储能的应用场景正从传统的调峰调频、辅助服务，向新能源消纳、用能优化、微电网支撑等多元化方向拓展。

电网侧储能：保障电网安全稳定运行

在《专项行动方案》的指引下，电网侧储能将重点布局于新能源基地、负荷中心、电网薄弱环节等区域：在新能源基地，储能可平抑风电、光伏出力波动，实现新能源功率平滑输出；在负荷中心，储能可通过峰谷价差套利、提供调峰服务缓解电网供电压力；在电网薄弱环节，储能可提升系统惯量与电压支撑能力，保障电网安全稳定运行。

目前，电网侧储能已进入规模化建设阶段，百兆瓦级、吉瓦级储能电站陆续落地。但仍面临部分问题：一是部分地区电网接入条件受限，制约了储能电站的规模化部署；二是辅助服务市场价格机制不完善，储能的调峰、调频价值难以充分体现；三是超大规模储能电站的系统集成与运维难度较大。未来，需通过加强电网规划与储能布局协同、完善辅助服务价格机制、提升系统集成与运维技术水平等方式，推动电网侧储能高质量发展。

电源侧储能：助力新能源消纳与电力保供

《专项行动方案》明确要求新能源项目配套建设储能设施，或通过租赁储能等满足消纳要求，为电源侧储能提供了广阔市场空间。

储能还可用于火电机组灵活性改造等场景，通过储能与常规火电等电源的协同运行，可提升机组调峰能力与运行灵活性，保障电力系统供需平衡。

当前，电源侧储能面临的主要挑战是投资回收机制不清晰。部分新能源配套储能项目存在“重建设、轻运营”现象，储能设施利用率较低，难以实现可持续运营。未来，需通过完善价格政策、推动储能参与辅助服务市场、探索储能容量补偿等商业模式，提升电源侧储能的经济性与利用率。

用户侧储能：释放终端用能优化潜力

随着工商业用户峰谷电价差逐步拉大、虚拟电厂政策落地实施，用户侧储能的商业化潜力持续释放。

在峰谷套利场景，用户通过低谷时段充电、高峰时段放电，利用峰谷电价差获取收益；在应急供电场景，储能可为数据中心、医院、工业等重要用户提供不间断电源，保障用电安全；在绿电消费场景，用户可通过“光伏+储能”模式实现自发自用，提升绿电消费比例。

此外，用户侧储能通过聚合参与虚拟电厂，成为电力市场的重要参与主体，可获取辅助服务收益，进一步提升商业价值。目前，国内已有多个虚拟电厂试点项目落地，用户侧储能作为核心资源参与调频、调峰等辅助服务，展现出良好的市场化前景。但用户侧储能仍面临投资成本较高、商业模式单一、部分地区峰谷电价差不足等问题，需通过技术降本、政策支持、商业模式创新等方式破解。

市场机制完善：破解规模化发展的制度瓶颈

新型储能规模化建设离不开完善的市场机制支撑。当前，我国新型储能市场机制仍处于起步阶段，存在价格形成机制不健全、辅助服务市场准入门槛高、商业模式单一、投资回收周期长等问题，制约了行业的市场化、规模化发展。

当前市场机制存在的主要问题

价格机制不健全。储能的服务价值缺乏科学的定价机制，部分地区辅助服务价格偏低，难以覆盖储能项目的投资与运营成本；现货价差不足以支撑用户侧储能的商业化运营；容量电价政策缺失，储能的容量价值难以体现。

市场准入门槛高。部分地区辅助服务市场对储能项目的装机容量、响应速度等要求较高，中小规模储能项目难以参与；电力现货市场尚未全面放开储能准入，储能的实时调节价值难以通过现货市场实现。

商业模式单一。当前储能项目的收益主要依赖政府补贴、峰谷套利与辅助服务收益，商业模式较为单一，抗风险能力较弱；共享储能、储能租赁、虚拟电厂等创新商业模式仍处于试点阶段，尚未形成规模化推广的条件。

跨主体协同机制缺失。储能项目的建设与运营涉及电网企业、发电企业、用户、储能运营商等多个主体，各主体之间的利益分配机制不清晰，协同运营难度较大；储能与新能源、电网的规划协同不足，导致部分储能项目接入受限或利用率偏低。

完善市场机制的破题思路

健全价格形成机制。一是完善辅助服务价格政策，建立基于成本与价值的调峰、调频价格形成机制，合理提高辅助服务价格；二是进一步推进现货市场建设，合理提高现货上限价格，为储能创造更大的套利空间；三是探索建立储能容量电价机制，将储能的容量价值纳入电力市场定价体系，保障储能项目的长期稳定收益。

降低市场准入门槛。一是优化辅助服务市场准入条件，允许中小规模储能项目通过聚合方式参与市场；二是加快推进电力现货市场建设，明确储能在现货市场的准入标准与交易规则，支持储能参与实时电量交易与辅助服务；三是建立储能项目与新能源项目、电网项目的协同规划机制，保障储能项目的电网接入权。

推动商业模式创新。一是大力推广共享储能模式，通过集中建设储能电站，为多个新能源项目、用户提供储能服务，提升储能设施利用率；二是发展储能租赁业务，降低新能源项目与用户的初始投资压力；三是壮大虚拟电厂产业，聚合分布式储能、用户侧储能等资源，参与电力市场与辅助服务市场，拓展储能的收益渠道；四是探索储能与绿电、碳交易的衔接机制，提升储能的环境价值。

建立跨主体协同机制。一是明确电网企业、发电企业、储能运营商等主体的责任与义务，建立合理的利益分配机制；二是加强储能与新能源、电网的规划协同，将储能纳入电力系统整体规划，优化储能布局；三是推动“源网荷储”一体化项目建设，实现各主体协同运营、利益共享。

筑牢安全根基：“技术创新+监管”实现本质安全

当前，电化学储能核心功率器件（如IGBT模块）等部分关键零部件仍依赖进口，存在“卡脖子”风险；长时储能技术（如液流电池）的能量密度、循环寿命等指标仍需提升，成本偏高；安全技术体系尚未完全成熟，热失控预警与处置的时效性仍需加强；行业监管体系尚未完善，安全监管责任划分不清晰。

为实现行业安全可持续发展，破题举措可从以下两方面入手：一是强化技术创新支撑。加大国家科技重大专项支持力度，聚焦高压直挂、构网型储能、长时储能、安全消防等关键技术，开展联合攻关；支持核心零部件国产化替代，建立自主可控的产业链供应链；加快技术标准制定，统一技术路线与测试方法，推动行业标准化发展；完善产学研用协同创新机制，鼓励企业与高校、科研机构合作，提升技术转化效率。

二是完善政策支持体系。加快落实容量电价、辅助服务价格等政策，建立科学的价格形成机制；扩大峰谷电价差试点范围，优化分时电价时段划分；加强储能与新能源、电网的规划协同，保障储能项目的电网接入；完善安全监管体系，明确安全责任划分，加强储能电站全生命周期安全监管。