据能源圈了解到，新型储能是解决新能源消纳、保障电网平稳运行的重要手段。截至2023年底，我国已投入运行的电力储能项目累计装机规模达86.5吉瓦，占全球总规模的30%。其中，以抽水蓄能为代表的传统储能累计装机占比快速下降，在2023年首次低于60%。自2019年开始，我国新型储能以年均超一倍的增速快速发展，截至2023年底，累计装机规模首次突破30吉瓦，功率规模和能量规模分别达到34.5吉瓦/74.5吉瓦时。在新型储能技术中，锂离子电池占绝对份额，占比达96.9%。我国新型储能行业在快速发展过程中，面临产能预期过剩、市场调节机制不完善、产品出口环境不确定等问题。

一、我国新型储能行业发展面临的问题

（一）储能型锂电池产能预期过剩，储能行业利润率持续下滑

2023年，我国新型储能已提前两年实现2025年装机规模达到3000万千瓦的目标，预计未来一段时间仍将保持较快增长。据中关村储能产业联盟测算，到2030年全国新型储能装机规模将超过2亿千瓦。当前，储能型锂电池产能平均利用率约50%，仅2023年新增的储能电池产能便超过1太瓦，扩张速度远超市场需求。在新型储能技术不断成熟、各地政府补贴支持不断加码、市场竞争愈发激烈的背景下，以锂电池为代表的新型储能技术成本快速下降，从2023年上半年的1200元/千瓦时下降至当前的600元/千瓦时以下。储能的各个环节利润均遭受严重挤压，部分环节甚至出现亏损。2023年底，储能行业景气度指数为937.6，同比下降26.2%。储能行业利润率持续下滑，不利于企业培养长期主义、专注技术研发迭代与模式创新，也不利于维持产业链供应链的韧性和安全水平。

（二）市场调节机制仍不完善，储能交易品种有待丰富

以电力价格为核心的市场调节机制仍不完善，导致储能在不同时段电量与容量的价值无法体现。目前，约有二十多个省（区、市）发布了新能源配置储能的政策，配置比例在5%～30%之间，时长在1～4小时之间。可再生能源配储成为新能源装机核算与评分的重要指标。但是，由于缺少成熟的盈利模式，造成配储使用效率低、收益差。电力现货市场建设进展较慢，目前仅有广东、山西、山东、甘肃和蒙西实现长周期连续结算运行。电力价格无法及时反映电量与容量的稀缺性，导致新型储能参与电力市场的激励不足，不能有效提供调峰等灵活性资源、弥补电量与容量的稀缺性。在分时电价方面，全国各地差异明显。约半数地区最大峰谷价差区分度较小，未达到使储能实现盈利的门槛价差，导致峰谷价差、需求响应、虚拟电厂等业务无法开展，储能交易受到制约。

（三）贸易保护主义盛行，储能产品出口面临不确定性

全球可再生能源目标大幅提升，为储能行业发展提供利好；但新一轮逆全球化浪潮涌动，给我国储能企业出海带来诸多不确定性。2023年6月，国际可再生能源署提出，要在2030年将全球可再生能源装机容量增至三倍。随后，在G20领导人峰会、联合国气候变化框架公约缔约方大会等重要场合，多国均表示支持这一新的新能源目标。大幅提升的新能源目标为储能行业打开了广阔的市场空间，中美欧的储能行业迎来爆发式增长。得益于技术实力和成本优势，我国储能产品在全球市场占有绝对份额。以储能系统中核心的电芯部件为例，2024年上半年，全球储能电芯出货量排名前十的企业占据了全球91%的市场份额，其中有九家来自中国。随着全球多地地缘政治风险上升、美国加速与中国脱钩、欧盟对中国电动汽车加征关税，欧美地区贸易保护主义抬头，产业链趋于本土化，对我国企业出口储能产品带来不确定性。

二、促进我国新型储能行业健康发展的对策

针对储能行业无序扩张、市场激励传导不畅、全球产业链重构等问题，需从科学规划引导、推进电力市场化改革、统筹国内国际两个市场出发，促进我国新型储能行业健康发展。

（一）科学规划引导储能布局，提高储能产业链韧性

各地主管部门应因地制宜，会同利益相关方，构建储能大数据中心，综合本地区新能源的装机容量和建设规划、配套电网规划以及用户侧负荷等多重因素，科学测算与之相匹配的储能建设规模需求，在空间上合理布局，在时间上按时序建设，制定新型储能年度建设方案，实现储能规模适应新能源消纳量、匹配电网接收量、满足用户侧负荷的动态平衡。此外，各地应根据当地新能源种类、地形地貌特征，优先上马具有技术先进、示范引领的新型储能项目，如电磁储能、构网型储能、固体储热储能、长“日历寿命”储能系统等，积累宝贵经验，为后续推广应用打下基础。在科学规划引导下，形成储能规模满足总量要求、储能布局结构适应当地资源禀赋、储能示范项目引领产业升级跃迁的良好局面，避免储能行业的无序扩张和恶性竞争，提升储能产业链韧性和安全水平。

（二）加快推进电力市场化改革，大力培育储能商业盈利模式

加快推进电力市场化改革，充分发挥电力价格的资源配置作用，调节储能建设，培育商业盈利模式，丰富储能交易品种。以市场化手段逐步代替行政手段，使得可再生能源建设与配储解绑，鼓励光储/风储系统的运维智能化，提高源侧配储经济性，提升配储的质量与使用效率。让电力价格及时反映电量的稀缺性，激励储能企业创新灵活性产品种类，拓展储能企业参与电力现货市场的途径。鼓励部分省份优化峰谷时段和峰谷价差，解决充放电时段与峰谷电价的错配，为储能企业开展峰谷差价套利业务打开市场空间。鼓励独立共享储能参与电力市场交易，促进辅助服务市场性能评价、出清等规则建设，进一步细化调峰、调频、调压等服务品种。加快建立容量补偿机制，促进新型储能电站“一体多用、分时利用”。坚持“谁受益、谁付费”的原则，完善成本分摊和疏导机制，通过储能产生的经济价值，为相关辅助服务定价。

（三）统筹国内国际两个市场，积极应对全球储能产业链重构

积极开拓海外新兴市场，充分挖掘国内细分市场，沉着冷静应对全球储能产业链重构带来的冲击。对于欧美市场，我国政府应积极沟通，在行业发展、产业政策、市场准入等方面加强交流与合作，维护我国储能企业合理合法诉求。欧美之外的其他国家和地区，同样面临较大的能源转型压力。我国应抓住机遇，深化与“一带一路”沿线国家的合作，创新商业模式，帮助这些国家和地区提升可再生能源建设能力，配套储能系统建设与辅助服务产品。在国内，释放用户侧储能应用市场空间，适应新能源汽车与充电服务市场的发展，支持鼓励光储充一体化电站建设，助力车网互动（V2G）技术研发与落地，推动源网荷储协同发展，根据储能技术特点，细分并创新应用场景；在大型风光基地、大型储能系统和灵活性发电等方面，科学谋划，为潜在出口受阻的储能产品提供着陆空间。