“‘十五五’期间新型储能将与源网荷各环节进一步融合，促进大规模新能源开发消纳，在提高电力系统安全稳定运行和支撑用户灵活低碳用能等方面发挥比‘十四五’更为重要、更为关键的作用。”电力规划总院有限公司党委书记、总经理胡明在9月17日举办的2025世界储能大会上如是表示。

　　上海证券报记者从大会上了解到，2025年上半年，我国新能源装机规模超过电网最大承受负荷，这意味着“十五五”时期储能之于电网的重要性将更加凸显。

　　宁德时代创始人、董事长曾毓群在会上研判称：“新能源革命已进入以储能为关键支撑的下半场。”为把握这一机遇，宁德时代已深度布局人工智能、构网型储能、柔性控制、虚拟电厂等储能前沿领域。

　　记者采访了解到，海外市场正在经历与国内类似的电网新能源转型，对储能的需求日益增长。国际可再生能源署（IRENA）行动联盟主任伊莉娜·拉多斯拉沃娃·斯特凡诺娃在接受上海证券报记者采访时分析，各国电网与市场机制的调整，将是拉动储能装机的关键，这将比继续降低储能产品售价更为有效。

　　下一个五年储能将更为关键

　　“储能的规模化发展，是新型电力系统建设最重要的标志。”胡明说，在电力系统“源网荷储”（电源、电网、用电负荷、储能）四大组成部分中，“储”的规模将决定“十五五”时期新能源发展质量，影响电网安全运行水平，同时关系着消费侧用能质量和经济性。

　　胡明回顾称，“十四五”以来，我国新型储能资源保障能力大幅提升，产业能力大幅增强，新型储能项目带动直接投资不断提高，投资规模超3000亿元。今年上半年，我国新型储能累计装机约9500万千瓦。“十四五”期间，我国新型储能装机规模增长了近30倍。

　　胡明表示，“十五五”期间是实现碳达峰的攻坚期。能源发展需要在安全的前提下实现高质量碳达峰目标，更为重要的是，要为平顺进入碳中和创造条件。

　　胡明判断，“十五五”期间新型储能将与源网荷各环节进一步融合，促进大规模新能源开发消纳。目前，我国已经走过电力系统调节的第一个阶段，这一阶段新能源发电量占比不超20%，新能源的消纳主要靠传统电源让路。上半年，我国风光发电装机规模超过电力系统最大负荷，表明将进入第二个阶段，仅靠传统电源让路不再能够保持电网稳定，必须配备储能。未来的第三阶段，风光发电将逐渐成为主体电源，占比超50%。在此情况下不仅需要日内调节，还需要跨月、跨季长周期的电量调节，长时储能将成为重要的发展方向。

　　将战略落地为具体目标，工业和信息化部装备工业发展中心党委书记、副主任柳新岩在会上发布《新型储能技术发展路线图（2025—2035年）》。该路线图规划的发展目标为：2027年，新型储能产业步入规模化发展初期，全国新型储能装机超过1.8亿千瓦；2030年，新型储能产业全面市场化发展，全国新型储能装机超过2.4亿千瓦；2035年，全国新型储能装机超过3亿千瓦。

　　曾毓群建言储能产业健康发展

　　“十四五”期间，我国储能产业一方面爆发式增长，另一方面也积聚了不少风险问题。为支撑“十五五”时期建设需要，储能产业的痛点亟待破题。

　　曾毓群在致辞时，就中国储能产业的健康发展问题作出了剖析。

　　曾毓群表示，中国目前拥有全球最完整、规模最大、技术最先进的储能产业链，储能电池和系统出货量分别占全球市场的90%和70%以上。不过，在储能产业转型的关键时期，对产业的形势也要有客观的认识。既要充分肯定行业取得的成就，也要清醒认识到当前面临的一些挑战，才能推动产业真正实现高质量发展。

　　曾毓群认为，行业安全隐患需要引起高度重视。价格竞争异常激烈，低价必然带来减量、减配，进一步为行业埋下了质量安全隐患。部分产品参数虚标，部分项目的运行寿命远低于承诺。此外，技术同质化问题显现，在资本的加持下，不少企业选择走抄袭和复制的捷径。无序扩张“后遗症”显现，大批企业将被淘汰，无人管理的“孤儿电站”将会出现。

　　曾毓群表示，存在的问题反映出产业生态仍需完善。要实现储能产业高质量发展，必须构建“创新型”的产业生态。他从四方面进行了阐述：

　　第一，要坚守储能安全的底线。安全是储能发展的根基，一旦发生安全事故，将冲击整个行业的投资逻辑与社会信任。“我们必须将安全置于一切决策的首位”。

　　第二，构建实证、可信的市场环境。真实是储能行业可持续发展的保证，也是对市场参与者的基本要求。

　　第三，要加强知识产权保护，鼓励创新。没有创新，储能行业就没有未来。保护知识产权就是保护创新。

　　第四，储能的创新发展要面向零碳未来。零碳电力系统与千行百业的脱碳过程正在催生更多元的储能要求，也对储能创新技术提出了更高的要求。

　　曾毓群透露，为满足储能发展需要，宁德时代正在推动跨学科跨领域的技术融合，深度布局了人工智能、构网型储能，柔性控制、虚拟电厂等前沿储能领域。

　　海外电网转型催生储能需求

　　记者在大会现场采访获悉，海外同样在发生与中国类似的电网转型，这种转型催生了海外储能需求，并且预计具有较高的可持续性。

　　伊莉娜·拉多斯拉沃娃·斯特凡诺娃分析称，“光伏+储能”已在与新建化石能源项目的竞争中占据优势。当前决定“光伏+储能”发展节奏的是电网与市场，而非继续降低价格。

　　国际可再生能源署（IRENA）数据显示，2010年至2024年，公用事业规模光伏平准化度电成本（LCOE）下降89%，目前全球平均成本约为0.04美元/千瓦时。电池储能的平准化度电成本已降至约0.15美元/千瓦时，且仍在持续下降。在全球多个市场，从平准化成本来看，新建“光伏+4小时储能”项目已比新建煤电或气电项目更便宜。

　　她认为，当前制约全球储能装机的主要因素包括：电网并网排队与拥堵问题；缺乏明确的灵活性产品，如容量型产品、辅助服务产品、快速调频产品等；收益框架不确定，导致私营资本望而却步。这些问题不仅是中国所面临的，在全球范围内同样如此。

　　“只要解决这些问题，即便在当前价格水平下，储能需求也将大幅增长。”她判断称。

　　另一位大型储能企业海外专家对上海证券报记者分析称，海外需求在快速增长，这与新能源在电网中的装机比例不断增长有关。美国依然是最大的海外市场，即便有政策波动，但需求依旧存在。此外，南美、欧洲、中东的需求都在兴起，大项目不断。而且，这些地区不少国家电网建设年代较久，承受新能源波动能力有限，因此必须兴建储能。