根据我国最新发布的国家自主贡献目标，未来十年年均新增风电、光伏发电装机容量约为2亿千瓦。作为重要的灵活性调节资源，新型储能的系统作用、产业价值也日益凸显，但其规模化发展还面临技术、经济性、安全性等短板，需要政产学研多方合力破局。

本期封面策划聚焦新型储能规模化发展的关键问题：如何让新型储能从一亮眼的装机数据，成长为新型电力系统可靠、可用且经济的支撑，并通过政策解读、市场分析与各地实践，深入剖析产业转型路径。

文／本刊记者 赵卉寒 特约撰稿 叶涵 王斌 葛畅

近期，山东储能领域迎来一轮备案高峰。根据山东省新型储能制造业促进会的数据，今年11月，山东省单月新增新型储能项目130个，较10月增长25%，对应能量规模约20.23吉瓦时。

新型储能作为支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动落实“双碳”目标，加快绿色低碳发展具有重要意义。近年来，山东新型储能发展呈现出规模快速扩张、技术路线多元、项目布局密集、市场机制完善等特点。截至10月末，山东省新型储能项目共计157个，总装机容量达973.87万千瓦。其中电化学储能电站153座，装机容量939.27万千瓦（以磷酸铁锂电池为主）；压缩空气储能电站2座，装机容量31万千瓦；飞轮储能电站2座，装机容量3.6万千瓦。

山东新型储能的迅猛发展，离不开新能源装机容量的爆发、创新性政策的出台，以及现货市场的持续发力。

平抑波动，助力削峰填谷

山东是新能源装机大省。在2024年年末，山东电网成为全国首个风光装机容量突破1亿千瓦的省级电网。截至今年11月底，山东省新能源装机容量达1.25亿千瓦、占总装机比例达50%，其中光伏装机容量为9272万千瓦，风电装机容量为2781万千瓦。

然而新能源装机容量的快速增长，给电网的平稳运行带来了一定风险。众所周知，电力系统最大的特征就是发电与用电必须保持实时平衡。而光伏午间出力集中、夜间几乎为零，风电虽昼夜均可发电但也受风速影响，这种波动给电网实时平衡带来挑战。以山东7月5日这天为例，中午新能源出力创历史新高，达6661.5万千瓦，其中光伏出力5589.8万千瓦，但在晚间用电高峰时段，光伏出力几乎为零。一天之内，悬殊的出力波动，给电网平衡带来了极大挑战。

此时，储能系统作为“时空调节器”，凭借既可以储存、消纳电能，又可以作为电源向电网放电的特性，成为新型电力系统背景下电网削峰填谷、促进新能源消纳的重要“帮手”。

国家电网有限公司首席专家、国家电网电池储能技术实验室共享（山东）实验室负责人孙树敏曾表示，风光发电的快速发展，要求电网必须提高系统调节能力，大力发展抽水蓄能和新型储能，这是建设新型电力系统的必然选择。由于新型储能设施具有选址灵活、建设周期短等特点，加快发展新型储能，不仅能为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应等多种服务，而且可有效提升风、光、氢、核等新能源消纳的灵活性、经济性和安全性。

以今年夏季为例，受持续高温高湿天气影响，山东空调制冷负荷激增，山东电网负荷八次创历史新高。为有效应对夏季尖峰负荷挑战，国网山东电力组织开展了省内首次新型储能集中调用。7月11日晚间，在国网山东电力调控中心统一指挥下，山东144座新型储能电站集中向电网输送电能。其中，独立储能55个，新能源场站配套储能89个，最大放电功率达803.59万千瓦。有效支撑了晚间电网用电高峰，刷新全国省级电网纪录。

12月10日晚间，国网山东电力再次调动省内144座新型储能电站在同一时刻集中向电网输送电能，最大放电功率838.9万千瓦，刷新了7月11日新型储能集中调用纪录，展现了储能资源在关键时刻的重要支撑作用。

根据国网山东电力的数据，截至11月份，2025年山东电网通过调用新型储能已累计多消纳新能源33.19亿千瓦时。

多元化技术路径，让应用场景更丰富

从技术路径来看，山东新型储能的发展并没有依赖单一技术，而是形成了以电化学储能为主，压缩空气储能、飞轮储能、构网型储能等技术为辅的多元发展路径。

2024年7月，山东省印发《加快新型储能产业高质量发展的指导意见》，明确多元路径发展新型储能产业，在做强锂离子电池产业的同时，还要提升钠离子电池产业，培育液流电池产业，壮大压缩空气储能产业并布局飞轮储能产业。

其中，飞轮储能因能量转换无需化学反应或热交换，仅依赖电磁耦合与机械旋转，响应时间可达到毫秒级，远超锂电池（百毫秒级）和抽水蓄能（分钟级），成为当前新型储能的重点发展方向。

今年8月，山东省首个具备“独立调频”功能的飞轮储能电站——110千伏白沙盛世储能电站在威海乳山成功并网。据了解，该储能电站内配备了100套飞轮储能设备，形成10个储能单元，构成了总装机规模为30兆瓦/6兆瓦时的储能阵列。

相较于其他以复合储能系统（飞轮储能+其他储能技术）或以火储联合调频的形式参与电网调频的飞轮储能来说，白沙盛世储能电站可以独立参与电网调频。据了解，该储能电站采用国产化真空磁悬浮飞轮储能技术，相当于一个“能量转换器”，在电网频率较高时，飞轮会将多余的电能转化为机械能储存起来，而当电网频率过低时，飞轮则会将储存的机械能转化为电能回馈给电网，让电网始终保持稳定运行。按照规划，该项目将稳步推进总装机规模达100兆瓦/14.46兆瓦时的远期建设目标。项目建成后，白沙盛世储能电站将成为国内首个百兆瓦级飞轮调频电站。

高工产业研究院（GGII）预计，2027年我国飞轮储能市场规模累计金额有望达到百亿级，在调频、削峰填谷、紧急备用电源等多个领域释放应用潜力。

除了健全新型储能创新体系，《加快新型储能产业高质量发展的指导意见》还明确提出要协调推进电源侧储能发展，例如积极发展“新能源+储能”，实现储能与新能源发电的深度融合；全面推广“火电+储能”，支持在运火电厂合理配置新型储能。

今年9月，国网山东电力完成了全国首次“储－光－火”联合黑启动试验，首次用构网型储能电站作为“电网起搏器”，同时激活光伏发电、火电等多种电源，实现电网从“休克”到“复苏”的高效救援。

据了解，此次黑启动联合了烟台禄山龙源220千伏储能电站，以及距离该储能电站3千米的阜山龙源光伏电站和70千米外的蓬莱电厂内部储能电站及火电机组。随着一条条调度指令的下达，这些电站和火电机组像被唤醒的“能量节点”逐渐开始启动运转，最终实现了火电机组与主网的成功并网。

据国网山东电力相关工作负责人介绍，本次试验的特别之处就在于“起搏器”的升级。以往黑启动试验多采用抽水蓄能电站作为黑启动电源，存在选址要求高、站点数量较少等问题，而烟台禄山龙源220千伏构网型储能电站凭借灵活部署、快速响应等优势成为黑启动电源的有力补充。

本次试验的成功，全面验证了构网型储能作为黑启动电源，远距离连接起多类型电源的稳定性和可靠性，为构网型储能深度参与电网运行提供了示范样板。参与试验的国网山东电科院相关工作负责人表示，依托构网型储能完成黑启动，丰富了山东电网的黑启动电源类型。“构网型储能有较强的优势，它建设周期短、布局灵活，适合场景更多。”

利好政策频出，收益模式更清晰

除了技术创新，如何实现新型储能电站的价值增值，让储能收益更具经济性 ， 也是新型储能健康发展的关键之一。

为推动新型储能的规模化发展，近年来，山东省出台了多份政策性利好文件。2022年出台的《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》的主要亮点为：示范项目作为独立储能可参与电力现货市场，放电时为发电企业，在电力现货市场进行售电，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加；对示范项目参与电力现货市场给予2倍容量补偿。2024年出台的《关于健全完善新能源消纳体系机制促进能源高质量发展的若干措施》提出，鼓励发展集中式电化学储能；对于列为试点项目的长时储能，参与电力现货交易时，其补偿费用暂按其每日可用容量补偿标准的2倍执行。

当前，独立储能的主要收益方式大致分为峰谷价差收益、容量补偿、容量租赁以及辅助服务补偿。峰谷价差收益即通过参与现货市场，根据市场分时价格信号“低买高卖”获取电能量差价收益，是最基础、最普遍的储能电站盈利方式；容量补偿，即独立储能参与电力市场，按照其可用容量获得容量补偿费用；容量租赁，则是指独立储能可将其容量租赁给新能源场站，以满足新能源场站配储要求，从中获得租赁费用；辅助服务补偿，即指储能凭借快速响应、灵活调节能力为电网提供调频、调峰、备用、黑启动等辅助服务，获取服务费用，这也是电网侧独立储能的主要盈利来源之一，例如山东蓬莱飞轮储能项目与火电耦合参与AGC（自动发电控制）调频，调频收益可达峰谷价差收益的1.5～2倍。

按照今年4月山东省印发的《山东电力市场规则（试行）》，2024年7月1日起，山东独立储能参与现货市场方式由原先自调度模式改为“报量报价”方式。在竞价日申报充放电出力价格曲线、运行日充放电出力上下限、荷电状态上下限、最小连续充放电时间等参数，独立新型储能电站按照申报信息参与现货市场出清运行日充放电计划。为保障电力可靠供应和电网安全稳定，调度机构可根据电网运行需要，日内调用独立储能电站充放电，调用时段按照实时市场价格结算。这一报价模式的转变，使得电力现货市场的出清结果更符合实际供需，让储能电站更精准捕捉到现货市场峰谷价差，扩大收益空间，也为后续储能参与中长期市场、辅助服务市场奠定了规范基础。

2025年1～10月，山东独立新型储能累计结算市场化用电量25.47亿千瓦时，市场化上网电量21.51亿千瓦时，充放电价差达到365.25元/兆瓦时，电能量市场获利7.53亿元，累计获得容量补偿收益1.80亿元，度电补偿均价为83.47元/兆瓦时。

2025年8月，随着《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》的出台，山东成为全国首个出台136号文件（即《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》）实施细则的省份。该细则同样明确了各地不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网的前置条件，彻底改变了储能作为新能源并网“附属品”的角色。尽管独立储能容量租赁收益有可能进一步下降，但也改变了过去部分储能项目为应付并网而建以及利用率低的乱象，那些仅靠容量租赁存活的低效储能项目将被淘汰。

当前，山东省独立储能电站已建立起“电能量收益+容量补偿+容量租赁收益”的多元盈利机制。截至11月底，共有53座独立储能电站常态化参与现货市场交易，容量为679.9万千瓦。随着政策支持力度的持续加大以及技术的不断突破，山东新型储能产业将进入高质量发展新阶段，为能源转型提供坚实支撑。